УДК 622.276.63

Интенсификация добычи трудноизвлекаемых нефти и газа из карбонатных коллекторов

В.Е. Андреев, д.т.н., Г.С. Дубинский, к.т.н., К.М. Федоров, д.т.н.,

А.В. Андреев, к.т.н.

Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан» (ГАНУ ИНТНМ РБ), РФ, г. Уфа

Аннотация: Указан параметр контролирующий эффективность соляно-кислотных обработок. Приведен пример дизайна соляно-кислотной обработки карбонатного коллектора. Выполнен дизайн обработки карбонатного коллектора «замедленной» кислотой. Приведены результаты обработки призабойной зоны карбонатного пласта в скважинах месторождений Алибекмола и Кожасай.

Ключевые слова: скважина, карбонаты, продуктивный пласт, горизонт, солянокислотная обработка, «замедленная» кислота, композиционный состав из кислоты и «замедлителя», дизайн обработки, эффективность, коэффициент извлечения нефти (КИН).

I Введение

Известно, что активные запасы нефти и газа во всем мире постепенно сокращаются. Большая доля, до 60 %, остаточных и в том числе трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) углеводородов содержится в карбонатных коллекторах. При этом коэффициент извлечения нефти (КИН) из карбонатных коллекторов на 25% меньше, чем для терригенных. Во многих нефтедобывающих странах значительные запасы углеводородов содержатся в карбонатных коллекторах. Карбонатные коллектора имеют в основном сложное геологическое строение и такие запасы относят к трудноизвлекаемым. Важным элементом рациональной разработки месторождений является интенсификация работы добывающих и нагнетательных скважин для чего в карбонатных пластах широко используются различные модификации соляно-кислотных обработок (СКО). Увеличение эффективности повторных СКО при интенсификации работы скважин является актуальной задачей.

II Постановка задачи

Современной тенденцией развития нефтяной науки является разработка и внедрение адресных технологий воздействия на продуктивные пласты в целом и призабойную зону пласта (ПЗП) в частности. Увеличение эффективности работ по интенсификации работы карбонатного коллектора в добывающих и нагнетательных скважинах является важной задачей промысловиков и исследователей. Поэтому в статье рассматривается задача увеличения дебита добывающих скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин с использованием адресных технологий на основе «замедлителей» и «отклонителей» кислоты. Построение математической модели процесса солянокислотной обработки с применением «замедлителя» является одним из инструментов исследования. Анализ геолого-технологической информации и обоснование адресной технологии воздействия на карбонатный коллектор с применением метотехнологического подхода [1, 2, 3] является основой корректной интенсификации добычи нефти и газа.

III Результаты

Целью соляно-кислотной обработки карбонатного коллектора является создание новых проводящих каналов и расширение существующих за счет растворения матрицы горной породы с образованием «промоин» или «червоточин» (рукавообразных каналов неправильной формы). Образование промоин приводит к увеличению эффективного диаметра скважины и проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). СКО карбонатных коллекторов, при корректных планировании и проведении, в 40-60 % случаев способствуют увеличению продуктивности скважин, уменьшая скин-фактор в ПЗП до отрицательных значений. При планировании кислотной обработки воспользуемся метотехнологическим подходом [1, 2, 3]. Метотехнология включает разработку методологии (стратегии), информационное обеспечение, технологию и технику. При выборе технологии, реагентов и техники проводится математическое моделирование. Для корректного планирования СКО необходимо выполнить моделирование процессов в ПЗП и дизайн обработки, определить объемные и технологические параметры предполагаемого воздействия. Соляно-кислотная обработка карбонатных коллекторов это достаточно сложный процесс, требующий глубокого понимания и тщательного моделирования. Основные затруднения при моделировании названного процесса вызывает высокая скорость реакции кислоты с карбонатным скелетом породы. Очень сложная структура и неоднородность коллекторских свойств карбонатов уменьшают степень их охвата активным кислотным раствором и эффективность СКО существенно снижается. При обработке призабойной зоны пласта соляной кислотой без каких-либо модификаторов максимальное ее воздействие на горную породу происходит в ближней зоне пласта (прискважинной). Кислота теряет бόльшую часть своей активности на входе в пласт, и уже на достаточно небольшом удалении от ствола скважины, почти не реагирует с породой. В результате, такой механизм кислотного воздействия, при каждой следующей обработке, приводит к очень интенсивному расширению старых каналов в прискважинной зоне и формированию новых каналов растворения только в ближней части призабойной зоны пласта. В удаленной зоне пласта формирование каналов растворения и расширение старых, практически не происходит. Известно что, в процессе продавки в пласт кислота движется в основном по одним и тем же каналам и трещинам, оставляя без воздействия значительную часть продуктивного пласта. Поэтому эффективность СКО быстро снижается с ростом числа повторных обработок, проведённых в одной скважине, как минимум 40-50 % повторных обработок уже малоэффективны, не менее 25 % - совсем не имеют технологического эффекта.

Повышение эффективности СКО может быть осуществлено замедлением реакции кислоты с породой и отклонением фронта закачиваемого в пласт кислотного раствора.

Для дизайна соляно-кислотного воздействия важно выделить параметры, определяющие эффективность СКО в карбонатных пластах. В связи с этим предпринимались попытки найти комплексный характерный параметр процесса. Многие исследователи связывали формирование промоин с безразмерным числом Пекле [4, 5], это оправдано при диффузионном режиме реакции кислоты со скелетом породы. В работе [5] была выявлена зависимость между формированием промоин и числом Дамкеллера. Число Дамкеллера - это отношение скорости химической реакции к скорости конвективного переноса. Сделано предположение [5], что формирование промоин определяется соотношением скорости закачки раствора кислоты в пористую среду, химическими свойствами минералов и применяемой кислоты. Число Дамкеллера в экспериментах вычислялось по формуле:

,

где q – темп закачки кислотного раствора, d и L – диаметр и длина образца керна, соответственно, k_r – приведенная константа химической реакции.

При анализе результатов лабораторных испытаний авторы [5] сделали следующие выводы:

- При больших значениях числа Дамкеллера кислота действует только на стенках скважины и в ближней прискважинной зоне, практически полностью разрушая минеральный скелет, не проникая вглубь пласта на сколько-нибудь значительное расстояние.

- При малых значениях чисел Дамкеллера общая глубина воздействия не очень велика, но проникновение кислоты в призабойную зону немного глубже, чем при больших числах Дамкеллера.

- При оптимальных значениях числа Дамкеллера образуются отдельные относительно прямые каналы-промоины, проникающие максимально далеко (при равных объемах закачки) вглубь пласта. Эти промоины обеспечивают максимально возможную гидравлическую связь скважины и пласта.

Такое заключение дает право назвать число Дамкеллера параметром, контролирующим эффективность кислотного воздействия.

Хоэфнер и Фоглер, научно обосновали и предложили методику, прогнозирования эффективности СКО, выбора кислотного состава и технологии, которая подтверждена экспериментально. Но в большинстве случаев промысловой практики, определить какая модель адекватна конкретным условиям системы скважина-пласт затруднительно. В таких случаях проводят закачку кислотного раствора при максимально возможной объемной скорости, не превышая давления гидроразрыва пласта (Р_ГРП). Паккалони предложил [4, 5] продавливать кислотный раствор в пласт при максимально возможном темпе закачки при давлении Р_зак = 0,8÷0,85Р_ГРП и поддержании постоянного забойного давления. Методика широко применяется в нефтяной отрасли благодаря вариативности. Технология максимального темпа закачки при максимальной репрессии на пласт показала хорошие результаты в пластах толщиной до 30 м со средней неоднородностью по проницаемости. Для пластов большей толщины, с высокой проницаемостью и неоднородных по составу, рекомендуется загущать кислотный раствор. Методика имеет большой недостаток: количество раствора, попавшего в высокопроницаемые интервалы, оказывается намного больше, чем необходимо, а интервалы, действительно требующие воздействия, останутся не обработаными; а это кратно уменьшает эффективность СКО и делает обработку более дорогой. Еще одним недостатком данной методики считается необходимость поддержания постоянного забойного давления, выполнение этого условия не всегда выполнимо из-за характеристик спецтехники и оборудования (недопустимое давление закачки или производительность насоса и т.п.). Таким образом, методика Паккалони имеет ряд геолого-технологических ограничений.

Кроме увеличения темпа закачки, процесс создания промоин в карбонатных коллекторах при СКО можно регулировать уменьшением скорости диффузии (времени, необходимого для достижения кислотой поверхности породы). В промысловой практике используют различные методы, направленные на уменьшение скорости диффузии. Основу таких методов составляют композиции, содержащие химические реагенты, которые вызывают замедление процесса диффузии кислоты при СКО, поэтому их назвали «замедлители». При использовании композиций с замедлителями, происходит отклонение фронта кислотного состава. Кроме того существуют реагенты создающие условия для отклонения фронта кислоты, например, образуя непроницаемый экран, их можно назвать «отклонители». «Замедленный» состав сохраняет способность к растворению породы дольше, поэтому происходит более глубокое проникновение в пласт и отклонение фронта активной кислоты, это увеличивает коэффициент охвата пласта обработкой и возрастает эффективность СКО.

Теоретически эффективность процесса СКО можно прогнозировать по величине числа Дамкеллера, которое широко используется при планировании и моделировании кислотных обработок. При планировании СКО на карбонатных пластах необходимо учитывать технико-экономические показатели мероприятия: кратность прироста дебита (приемистости), снижение обводнённости, прибыль от дополнительно добытой нефти. Поэтому в модель для дизайна СКО желательно включить как влиятельный фактор число Дамкеллера и регулировать скорость реакции кислоты.

Выполнено математическое моделирование процесса кислотного воздействия на карбонатный пласт [6].

При определении основных технологических параметров солянокислотного воздействия на ПЗП необходимо определить состав кислотного раствора, объем и скорость закачки. Для этого необходимо, чтобы модель прогнозирования процесса, учитывала влияние всех параметров (характеристического времени реакции [7], распределение потока и скоростей по пропласткам с учетом проницаемости и т.д.) на эффективность прироста приемистости (продуктивности) всех слоев (пропластков) и изменение профиля притока/приемистости по всему продуктивному интервалу [8].

Был проведен примерный расчет неселективного СКО для нагнетательной скважины. В расчеты были заложены результаты интерпретации ГИС по пористости, по которым были пересчитаны проницаемости по формуле из проекта разработки месторождения. На основе этих данных по математической модели [6], были проведены расчеты. Радиус контура питания R = 250 м, суммарная толщина пласта 128 м. Было исследовано влияние осредненного числа Дамкеллера на эффективность процесса.

Возрастание объема закачки кислотного раствора приводит к увеличению зоны воздействия, однако за счет радиальной геометрии потока в призабойной зоне скважины рост зоны повышенной проницаемости нелинейно связан с объемом рабочего раствора кислоты. На рисунке 1 приведены результаты оценки влияния объема кислотного раствора на кратность прироста приемистости по расчетной скважине.

Рисунок 1 – Результаты расчета влияния объема кислотного раствора на кратность прироста приемистости для нагнетательной скважины

Эффективным объемом раствора кислоты считаем объем, при котором темп прироста эффекта становится незначительным. В нашем примере это объем, при котором производная от кратности по размеру оторочки меньше значения 0,001 м^-3. Эффективный размер кислотного раствора установлен равным 123 м³. При повторных обработках объем и соответственно радиус (глубина) обработки должны быть увеличены.

Для четырех скважин был выполнен дизайн по описанной методике. Ранее на этих скважинах уже выполнялись соляно-кислотные обработки ПЗП, поэтому расчетный радиус воздействия принят больше радиуса проведенных ранее ОПЗП. В таблице 1 приведены результаты расчета объемных параметров обработки «замедленной» кислотой.

Таблица 1 – Объемные характеристики дизайна обработок скважин месторождений Кожасай, Алибекмола и Астраханского ГКМ композиционными составами с замедлителем кислоты

№№ скважин	Тип скважины	Эффек-тивная толщина пласта, м	Радиус воздей-ствия, м	Общий объем рабочего раствора, м³	Удельный объем рабочего раствора на 1 м толщины, м³/м
К-128 Кожасай*	нагнетательная	120,5	4,0	363	3,0
К-024 Кожасай *	нефтедобывающая	130,0	3,0	315	2,4
А-324 Алибекмола*	нагнетательная	108,5	3,7	270	2,5
104 АГКМ**	газодобывающая	102,0	2,2	110	1,1

Примечание: *-замедлитель реагент ЗСК-1; **-отклонитель и замедлитель реагент АСС-1.

Следует отметить, что интервалы продуктивного пласта в скважинах (таблица 1) значительны по толщине и превышают эффективную толщину для методики Паккалони в 3,4÷4,3 раза (см. выше). Приведенные в таблице 1 параметры были реализованы при обработке ПЗП указанных скважин.

В процессе закачки «замедленной» кислоты в пласт были зафиксированы ступенчатые понижения давления при увеличении приемистости, что говорит о появлении дополнительных каналов фильтрации (промоин или червоточин) от воздействия «замедленного» кислотного композиционного состава. Выдержка кислоты в пласте на реакцию была стандартной.

Скважина К-128 Кожасай через месяц после обработки имела дебит нефти 29 т/сут, что превысило дебит до обработки (15 т/сут) в 1,7 раза, одновременно с этим почти в два раза увеличилось устьевое давление с 2,1 МПа до 4,1 МПа. Рост давления на устье (а значит и на забое) дает возможность значительного увеличения дебита при установке штуцера большей величины на буфере скважины (диаметр штуцера был оставлен прежним, как до ОПЗП).

Скважина 104 АГКМ при сохранении дебита газожидкостной смеси 250 тыс. м³/сут начала работать с меньшим водогазовым фактором, за счет ограничения водопритока экраном, образованным из раствора с повышенной концентрацией АСС-1. Часть раствора с пониженным содержанием АСС-1, сработала как «замедленная» кислота, с увеличенным радиусом проникновения активного раствора, что позволило увеличить продуктивность скважины: давление на буфере возросло на 0,6 МПа.

Через месяц после обработки ПЗП составом с замедлителем кислоты показатели нагнетательных скважин были следующие:

¾ К-024 при устьевом давлении 23,5 МПа приемистость 204,5 м³/сут (до обработки - 90,4 м³/сут), поглощает 72,31 % (до обработки - 61,31 %) от вскрытой толщины пласта; начали принимать закачиваемую воду три новых интервала, которые до обработки «замедленной» кислотой имели нулевую приемистость.

¾ А-324 при устьевом давлении 24,2 МПа приемистость 136,0 м³/сут (до обработки - 63,3 м³/сут).

IV Выводы

1. Создание системы «промоин» с высокой проницаемостью в продуктивном карбонатном пласте определяет эффективность процесса СКО.

2. Эффективность процесса СКО теоретически определяется числом Дамкеллера, которое используют при моделировании и планировании кислотных обработок.

3. Применение «замедлителя» соляной кислоты для увеличения эффективности процесса вторичных СКО в карбонатных пластах, возможна в различных геолого-технологических условиях, а для конкретной системы скважина-пласт должен выполняться дизайн воздействия.

Литература

1. Андреев В.Е., Дубинский Г.С. Метотехнологический подход как научная методология решения проблем в нефтегазодобыче // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). Вып. 1(16). – Уфа: ООО «Монография», 2012.- с. 36-44.

2. Андреев В.Е. и др. Элементы интегрированной метотехнологии физико-химического воздействия на продуктивные пласты с целью оптимизации нефтеизвлечения / Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Пташко О.А., Котенев Ю.А. //Государственная политика в области охраны окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Материалы научно-практической конференции 12-14 октября 2010 г. – Уфа. 2010. С.94-97.

3. Андреев В.Е. и др. Метотехнологический подход к выбору технологий и реагентов для увеличения компонентоотдачи / Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Котенев Ю.А., Пташко О.А. // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России. Сборник тезисов докладов IX Всероссийской научно-технической конференции 30 января – 1 февраля 2012 г. Часть I (секции 1-4). РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М. – 2012. С.92.

4. Frank F. Chang, Xiangdong Qiu, Hisham A. Nasr-El-Din.: “Chemical Diversion Techniques Used for Carbonate Matrix Acidizing: An Overview and Case Histories”, SPE 106444, 2007.

5. Stimulation Field Guidelines, Part I: Matrix Treatments, Shell Exploration & Production, 2003-5188 ECCN Number: EAR99, July 2003.

6. Андреев В.Е. и др. Моделирование кислотного воздействия на карбонатные коллекторы с использованием композиционных составов, регулирующих профили отдачи и приемистости скважин/Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Федоров К.М., Андреев А.В.// Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). Сборник научных трудов. Вып. 3(8). – Уфа: ООО «Монография», 2014.- с.216-223.

7. Ибрагимов, Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов. - Москва: Недра, 1983. - 312 с.

8. Шпуров, И.В. Методика построения петрофизических моделей для юрских отложений на примере Хохряковского месторождения / И.В. Шпуров, А.С. Тимчук, В.В. Хабаров // НТЖ «Нефтяное хозяйство». – 2007 – Т1 – С. 29-33.