Исследование керна туронской газовой залежи

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА
АКЦЕНТ НОМЕРА
Исследование керна туронской
газовой залежи
Виктор Гусаков
Венера Сингизова
Артем Макатров
Алексей Телин
для подбора оптимальных технологических жидкостей
В туронских залежах месторождений ОАО «НК «Роснефть» сосредоточены значительные запасы газа. В то же время отсутствует опыт их промышленной эксплуатации.
Такие залежи характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что
делает малоэффективной их разработку традиционными способами. Поэтому требуется
проведение опытно-промышленных работ для выбора технологий заканчивания скважин, которые позволят достичь наибольшей продуктивности. В статье описан методический подход к лабораторному обоснованию выбора состава технологических жидкостей,
обеспечивающий значительное сокращение трудоемкости, времени на исследования
и сохранение продуктивности газодобывающих скважин применительно к туронскому
объекту Харампурского месторождения.
Ключевые слова: продуктивность газовых скважин, ремонтно-технологическая жидкость, Туронская залежь, керновые исследования,
фазовая проницаемость, набухание, фильтрационно-емкостные свойства.
Значительная доля осложнений,
получаемых после проводки продуктивного интервала, освоения и подземного ремонта скважин (ПРС),
связана с применением технологических жидкостей, не совместимых с коллектором или пластовыми
флюидами.
Известны десятки примеров
отрицательного воздействия растворов глушения на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС)
призабойной зоны скважин [1].
Нормативные документы по глушению скважин практически всех
добывающих компаний содержат требования и рекомендации
по подбору совместимых и «щадящих» растворов глушения. Иногда эти рекомендации сформулированы для укрупненной группы
нескольких объектов разработки на основе схожести их литологического состава. В лабораторной практике хорошо известны методы подбора растворов глушения и их модификаторов путем
48
Виктор Гусаков — к. х.н., директор департамента инжиниринга добычи ООО
«РН-УфаНИПИнефть». Область научных интересов — нефтепромысловая химия, скважинные технологии.
Венера Сингизова — заведующая лабораторией физико-химических исследований
«РН-УфаНИПИнефть». Область интересов — нефтепромысловая химия, лабораторные
исследования.
Артем Макатров — к. т.н., заведующий лабораторией фильтрации «РН-УфаНИПИнефть».
Область научных интересов – физика пласта (фильтрация и PVT).
Алексей Телин — к. х.н., заместитель генерального директора «РН-УфаНИПИнефть».
Область научных интересов – нефтепромысловая химия, физика пласта, методы увеличения нефтеотдачи.
TURONIAN GAS BED CORE ANALYSIS FOR SELECTION OF OPTIMAL DRILLING FLUIDS
OJSC Rosneft’s Turonian beds contain significant gas reserves. At the same time, the
expertise to develop these commercially is lacking. These beds are characterized by
low permeability and porosity, making conventional methods to develop them ineffective.
Therefore pilot projects need to be carried out to select the most productive well-finishing
method. The article describes a methodological approach to the laboratorial justification
for the selection of the combination of drilling fluids which significantly reduces the amount
of time and work involved in studying and maintaining gas deliverability applicable to the
Kharampur field’s Turonian beds.
Key words: gas well deliverability, process liquid, Turonian bed, study of core samples, relative
permeability, swelling, reservoir properties.
Viktor Gusakov, Venera Singizova, Artem Makatrov, Alexei Telin
фильтрационных экспериментов
по определению коэффициента
восстановления фазовой проницаемости по нефти (или по газу)
на керне объекта разработки [2,
3]. Однако провести эти эксперименты на кернах десятков объектов разработки с использоваOil & Gas Journal Russia
Исследование керна
Таблица 1
Характеристики моделей пласта Т Харампурского месторождения
№
опыта
Индекс
пористой среды
1
2293-12//
2544-12//
2134-12//
ПС1
2
2183-12//
2146-12//
2110-12//
ПС2
ПС3
3
4
ПС4
5
ПС5
Проницаемость
по газу,
*10-3 мкм2
1,23
1,15
1,11
1,16
3,41
1,76
1,53
1,99
1,15
1,11
1,39
Экспериментальная часть
Длина, Диаметр, Пористость,
см
см
%
3,22
2,78
21,40
3,24
2,81
21,63
3,24
2,79
22,86
9,71
2,80
21,96
3,11
2,78
21,88
2,90
2,77
20,79
3,10
2,78
22,81
9,11
2,78
21,83
6,051
2,99
21,39
6,049
2,96
19,17
6,045
2,99
20,82
Остаточная
водонасыщенность, %
66,86
72,83
68,11
69,25
61,41
62,50
72,83
65,28
Таблица 2
Результаты определения ОФП для условий пласта T Харампурского месторождения
Фазовая
проницаемость
модели, *10-3 мкм2
Относительная
фазовая
проницаемость, д. ед.
газа
воды
Текущая
насыщенность
модели
водой, %
по газу
по воде
по газу
1
100
0
65,28
0,4980
0,0000
1,0000
0,0000
2
90
10
71,91
0,0014
0,0060
0,0027
0,0120
№
режима
Доля флюида
в потоке, %
по воде
3
75
25
73,85
0,0005
0,0072
0,0011
0,0144
4
50
50
75,00
0,0002
0,0075
0,0004
0,0150
5
25
75
76,59
0,0001
0,0082
0,0001
0,0165
6
0
100
78,38
0,0000
0,0100
0,0000
0,0201
нием двух-трех типов растворов
глушения (вода и солевые растворы повышенной плотности)
с несколькими модификаторами (гидрофобизаторы, ингибиторы коррозии и солеотложений)
с целью обоснованного выбора лучшей комбинации реагентов
для каждого типа раствора глушения и каждого объекта разработки требует значительных затрат
времени и средств.
В данной статье на основе
результатов исследований фильтрационных и физико-химических
свойств керна описан методический подход к лабораторному обоснованию выбора состава технологических жидкостей, обеспечивающий значительное сокращение
трудоемкости, времени на исследования и сохранение продуктивности газодобывающих скважин
туронских залежей Харампурского месторождения.
Август 2014
Постановка задачи
Фильтрационные и физико-химические эксперименты на газонасыщенном керне туронской залежи Харампурского месторождения показали две ее особенности. Первая — фазовая проницаемость по газу падает примерно в 300–400 раз при повышении
водонасыщенности керна всего
на 6 % от начальной, и вторая — при
атмосферном давлении керн разрушается до состояния песка при
контакте с моделью попутной воды
за 20–60 минут.
Эти экспериментальные факты
послужили причиной поиска такого
состава ремонтно-технологических
жидкостей (жидкость гидроразрыва
пласта (ГРП), растворов глушения,
реагентов для обработки призабойных зон (ОПЗ)), которые могут
снять риск потери продуктивности
во время строительства, освоения
и подземного ремонта скважины.
Определение относительной
фазовой проницаемости
В первой серии фильтрационных
экспериментов определены относительные фазовые проницаемости
(ОФП) в системе «газ–вода» для
условий пласта турон (Т) Харампурского месторождения. Целью экспериментов являлось определение
ОФП при совместной фильтрации
газа и воды на естественных кернах пласта Т Южно-Харампурского месторождения в условиях различной проницаемости коллектора. Для проведения исследований
из имеющейся коллекции образцов
керна в соответствии с требованиями [4] были подготовлены и скомпонованы составные линейные модели пласта. Основные линейные
и фильтрационно-емкостные характеристики некоторых из них приведены в таблице 1.
Значения остаточной водонасыщенности в образцах создавались методом центрифугирования.
В опытах использовалась модель
пластовой воды с минерализацией
11 г/л, плотностью 1,006 г/см3 при
температуре 22°C. В качестве газа
использовался метан (метан газообразный ТУ 51–841–87, с объемной долей метана 99,99 %). При
проведении эксперимента соблюРисунок 1
Процесс разрушения керна № 2132-12
(глубина отбора — 1054,90 м)
49
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА
АКЦЕНТ НОМЕРА
Таблица 3
Результаты экспериментов по определению коэффициента вытеснения газа
водой для условий пласта Т Южно-Харампурского месторождения
Проницаемость, *10-3 мкм2
по
газу
по газу
при остаточной
водонасы
щенности
по воде
при остаточной
газонасыщенности
5,82
1,755
0,0154
Коэффициент
вытеснения
газа водой,
д.ед.
0,479
Начальная
Остаточная
газонасыгазонасыщенность, % щенность, %
43,83
22,83
Линейная
скорость,
м/год
13,66
1,99
0,411
0,0156
0,459
34,87
18,87
8,66
1,16
0,237
0,0144
0,455
30,75
16,75
8,54
Таблица 4
Степень набухания туронского керна в водно-солевых растворах
Степень набухания дезинтегрированного
керна скв. 1049 (отбор на 1097,3 м), %
Модель жидкости глушения
Вода пресная
11,74
5%-ный раствор нефтенола-К в пресной воде
20,32
Раствор калий хлористый, 7 г/л
7,83
Раствор калий хлористый, 7 г/л с 5% нефтенола-К
14,55
Раствор калий хлористый, 30 г/л
6,08
Раствор калий хлористый, 250 г/л (1,15 г/см )
5,64
3
Вода пресная с 10 дм3/м3 метанола
0,62
Раствор 50 кг/м3 калий хлористый, 30 дм3/м3 метанола
0,44
Раствор галита 150 г/л с 10 дм3/м3 метанола
0,39
дались термобарические условия
пласта Т Харампурского месторождения.
В опыте на линейной модели пористой среды ПС2 (табл. 1)
со средневзвешенной проницаемостью по азоту 1,99*10–3 мкм2 при
фильтрации газа (метана) по средней части модели проницаемость
составила 0,498*10–3 мкм2 при связанной воде 65,28 %. Измерения
производились при постоянном
расходе, равном 0,6 см3/час, что
обеспечивало линейную скорость
движения жидкости 8,66 м/год
(табл. 2).
В результате трех экспериментов
были получены зависимости ОФП
в системе «газ–вода» для условий исследуемого пласта Т Харампурского месторождения. Фазовая проницаемость по газу при связанной воде в опытах составила
(0,375–1,707)*10–3 мкм2, по воде при
остаточной газонасыщенности —
(0,0098–0,0401)*10–3 мкм2 остаточная газонасыщенность составила
от 15,77 до 21,62 %.
50
Коэффициент вытеснения газа
водой
Во второй серии фильтрационных
экспериментов определены коэффициенты вытеснения газа водой
для условий пласта Т Харампурского месторождения на модели пористой среды ПС1 (табл. 1). Основные
результаты фильтрационных экспериментов по определению показателей вытеснения газа водой для
условий пласта Т Харампурского месторождения представлены
в таблице 3.
По результатам фильтрационных экспериментов значения коэффициента вытеснения газа водой
составили от 0,455 до 0,479 в исследуемом диапазоне газопроницаемости (1,16–5,82)*10–3 мкм2. При
этом остаточная газонасыщенность
составила от 16,75 до 22,83%.
брать состав ремонтно-технологических жидкостей, обеспечивающих минимальный коэффициент
объемного расширения (набухаемости) и сохранения агрегативной
устойчивости керна при контакте
с раствором. Установлено, что при
контакте с моделью попутной воды
(содержание солей 20 г/л) и водными солевыми растворами хлористого калия туронский керн рассыпается за 20–120 минут (рис. 1).
Это явление рассыпания кернового материала под действием
водных растворов оказывает негативное влияние на успешность операции ГРП за счет вдавливания
зерен проппанта в стенки коллектора и снижения ширины раскрытости трещины ГРП (рис. 2).
Управлять процессом разрушения керна при контакте с водными растворами оказалось возможным путем модификации растворов
ингибиторами набухания. Коэффициент объемного расширения
(набухаемость) оказался легко измеряемым количественным параметром, по которому удалось подобрать реагенты-модификаторы
и составить их рейтинг (табл. 4).
Керн туронского объекта имеет
высокую набухаемость в пресной воде (12% об.), причем в присутствии традиционных реагентов — ингибиторов набухания глин
Рисунок 2
Поверхность пластинки из керна Турона
после прокачки жидкости ГРП на водной
основе на установке долговременной
проводимости проппанта
Подбор состава технологических
жидкостей
Третья серия физико-химических
экспериментов с туронским керном была проведена с целью подоOil & Gas Journal Russia
Исследование керна
(калий хлористый, катионактивные
ПАВ) – этот негативный эффект
не подавляется. Снизить набухаемость туронского керна до уровня
менее 1% удалось добавками спиртов (метанол, этиленгликоль).
Оценка влияния на продуктивность
Водно-солевые растворы, модифицированные метанолом (1% об.)
или этиленгликолем (1% об.), рекомендованы для проведения работ
на продуктивном интервале туронского объекта. Количественная
оценка влияния реагентов‑ингибиторов набухания на продуктивность
скважин по газу проведена в ходе
четвертой серии фильтрационных
экспериментов на газонасыщенных
кернах (табл. 5).
Наблюдаемый эффект увеличения фазовой проницаемости по газу
при фильтрации спиртосодержащих растворов обусловлен воздействием на связанную воду матрицы и, очевидно, снижением водонасыщенности. Результаты фильтрационных экспериментов по коэффициенту восстановления фазовой
проницаемости по газу дают еще
одно подтверждение правильности
выбора метанола и этиленгликоля
как модификатора технологических
жидкостей и растворов глушения
для туронского объекта.
Оптимальный состав реагентов
Пятая серия фильтрационных
экспериментов была выполнена с целью определения оптимального состава реагентов и потенциала кислотных ОПЗ для восстановления проницаемости по газу
модели пористой среды. В ходе
трех экспериментов через модели пористой среды ПС3, ПС4, ПС5
(табл. 1) были прокачаны кислотные составы, после чего повторно измерена проницаемость керна
по газу. Ожидаемый положительный эффект от применения кислот связан с увеличением проницаемости керна за счет растворения породы и образования высокопроводящих каналов фильтрации.
Август 2014
Таблица 5
Коэффициенты восстановления проницаемости по газу на кернах пласта Т Харампурского
месторождения
Закачиваемый
агент
Проницаемость, *10-3 мкм2
исходная
по газу
по газу при св. воде
до закачки реагента
по газу после
закачки реагента
Коэффициент
восстановления
проницаемости
1,59
0,081
0,033
0,405
Модель попутной
воды (МПВ)
50% метанола в МПВ
1,40
0,072
0,121
1,69
2% метанола в МПВ
1,59
0,026
0,038
1,46
0,5% метанола в МПВ
1,66
0,016
0,018
1,15
5% калия хлористого в МПВ
1,59
0,083
0,090
1,09
0,5% нефтенол-К в МПВ
1,66
0,016
0,006
0,37
8% метанол + 2% этиленгликоль в воде 150 г/л NaСl
1,08
0,142
0,071
0,50
25% метанол + 25%
этиленгликоль в МПВ
1,01
0,063
0,090
1,43
50% этиленгликоль в МПВ
0,89
0,046
0,063
1,38
Таблица 6
Результаты кислотного воздействия на керны пласта Т
Проницаемость, *10-3 мкм2
Закачиваемый
агент
ПС
исходная
по газу
Коэффициент
восстановления
проницаемости
по газу при
св.воде до закачки
реагента
по газу
после
закачки
реагента
3
Водный раствор 12% HCl
1,15
0,0211
0,0077
0,364
4
Водный раствор 9%
HCl + 1% HF + 3% СН3СООН
1,11
0,0243
0,0579
2,385
5
Водный раствор 9%
HCl + 1% HF + 3% СН3СООН +
+ 0,2% Акватек-50
1,39
0,0510
0,1913
3,750
Результаты экспериментов приведены в таблице 6.
Положительный эффект (увеличение проницаемости пористой
среды по газу) был достигнут для
кислотных составов, содержащих
плавиковую кислоту (глинокислотная композиция) и добавки ПАВ
(Акватек‑50).
Выводы
На основании результатов фильтрационных и физико-химических экспериментов обоснована необходимость модификации ремонтно-технологических жидкостей метанолом или этиленгликолем при проведении ПРС, ГРП, ОПЗ, глушения, консервации и других работ
на туронском объекте Харампурского месторождения.
Для восстановления проницаемости призабойной зоны скважин
Туронского объекта рекомендуется
использовать глинокислотные ОПЗ
с добавками ПАВ.
Литература
1. С. Е. Здольник, О. В. Акимов, А. Г. Телин, Д. Л. Худяков,
В. Н. Гусаков, Н. Н. Краевский. Роль скважинных технологий
в повышении солевой стабильности добываемой жидкости
ООО «РН-Юганскнефтегаз»//Нефтяное хозяйство. — № 11. —
2009. — С. 42–44.
2. А.М. Хакимов, А.К. Макатров, А.Д. Караваев, А.Г.Телин,
Ю.В. Смыков, Р.Х. Халимов, Ю.Р. Курамшин. Фильтрационное
тестирование нового поколения поверхностно-активных
веществ отечественного и зарубежного производства
в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям
при проведении подземных ремонтов и ОПЗ скважин
в гидрофильных коллекторах//Нефтепромысловое дело. —
2005. — № 12. — С. 48–53.
3. А. Н. Игнатов, А. А. Селезнев, Р. М. Абдуллин,
А. В. Кореняко. Физико-химические и фильтрационные
исследования гидрофобизирующих
реагентов//Нефтепромысловое дело. — № 1. — 2013. —
С. 30–41.
4. ОСТ 39–195–86. Нефть. Метод определения коэффициента
вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (Введен
приказом №197 Министерства нефтяной промышленности от
07.04.1986).
51