Аннотация:

Настоящая статья посвящена физическому моделированию процесса обработки призабойной зоны скважин нефтегазового месторождения. Рассмотрены фильтрационные исследования кислотных составов на основе органических и неорганических кислот. Даны рекомендации по применению кислотных композиций на коллекторах мелового возраста.

Abstract: This article is devoted to the physical modeling of the processing of the bottom-hole zone of oil and gas field wells. Filtration studies of acid compositions based on organic and inorganic acids are considered. Recommendations for the use of acid compositions on field reservoirs of Cretaceous age are given.

Необходимость совершенствования технологий химической стимуляции скважин в низкопроницаемых глинизированных коллекторах связана с низкой эффективностью применяемых на сегодняшний день, кислотных составов.

Объектом исследований явились отложения продуктивной части мелового возраста, которые имеют аллювиальное происхождение. Породы-коллекторы представлены песчаниками средне-мелкозернистыми и мелкозернистыми, алевритовыми, слабосцементированными, с небольшим содержанием (до 7%) кальцитового цемента. Тип коллектора определен как поровый. Фото образцов керна представлена на рисунке 1.

Рис. 1. Визуализация образцов кернового материала

В качестве пластовых флюидов использовалась изовискозная модель нефти, при пластовой температуре 50 ⁰С вязкость составляла 1,75 мПа×с. При создании в кернах остаточной водонасыщенности использовали пластовую воду, с вязкость 0,42 мПа×с.

Эксперименты проводили на фильтрационной установке, сконструированной на базе стандартной УИПК, которая моделирует пластовые условия, позволяя поддерживать необходимые значения давления и температуры, а также контролировать расход закачиваемых композиций химических реагентов, нефти и воды, фильтрующихся через модель пласта. Исследования проводились на естественном керновом материале в типичных термобарических условиях, соответствующих меловым отложениям. Перед исследованием образцы керны были проэкстрагированы спиртобензольной смесью и отмыты от солей дистиллированной водой. Характеристика кернов модели пласта представлена в таблице 1.

Таблица 1

Параметры образцов керна

№ п/п	Образец	L обр., см	D обр., см	V обр., см3	V пор, см3	Пористость, m, %
1	образец 1	3.05	2.80	18.77	3.01	16.08
2	образец 2	2.62	2.80	15.08	2.43	16.14

Для оценки влияния интенсифицирующих составов на  основе органических и неорганических кислот использовались следующие композиции, представленные в таблице 2.

Таблица 1

Параметры кислотных составов

№ п/п	Название	Состав
1	Кислотная композиция на основе неорганических кислот	HCL — 12 масс.%, HF – 1,5 масс.% Ингибитор коррозии PROD Ci-300 0,5 масс.% Неонол АФ9-12 в количестве 0,5 масс.%.
2	Кислотная композиция на основе органических кислот	СН3СООН — 13 масс.%, НСООН — 9 масс.%, HF – 1,5 масс.% Ингибитор коррозии PROD Ci-300 0,5 масс.% Неонол АФ9-12 в количестве 0,5 масс.%

Моделирование процесса фильтрации кислотных составов поводили в соответствии со следующей схемой:

— после создания остаточной водонасыщенности равной 35 %, прокачивали  нефть в количестве 5 поровых объемов, затем закачивали кислотный состав в количестве 5 поровых объёмов, затем закачивали нефть до стабилизации перепада давления.

Результаты фильтрационных исследований представлены на рисунках 2, 3. Динамика фильтрации кислотного состава на основе неорганических кислот показана на рисунке 2.

Рис. 2. Динамика фильтрации кислотного состава на основе неорганических кислот

Динамика фильтрации кислотного состава на основе органических кислот показана на рисунке 3, а визуализация образцов керна после кислотной обработки  представлена на рисунке 4.

Рис. 3. Динамика фильтрации кислотного состава на основе неорганических кислот

а) керн обработан неорганической кислотой

б) керн обработан органической кислотой

Рис.4. Визуализация поверхностей кернового материала после кислотного воздействия

Визуализация поверхностей кернового материала до и после кислотной обработки при сравнении составов на основе органических и неорганических кислот, показала следующее: в силу низкого темпа закачки и высокой скорости взаимодействия кислотного состава на основе неорганических кислот происходит интенсивное растворение торцевой поверхности образца керна рис. 4. а. Это обстоятельство подтверждает и динамика закачки показывающая рост проницаемости с поступления первого объема кислотной композиции, представленная на рис. 2. Растворению подвержена вся торцевая поверхность керна при взаимодействии состава на основе неорганических кислот, в отличии, от взаимодействия смеси органических кислот, где растворению подвержены небольшие участки торцевой поверхности – рис .4. б. Динамика закачки подтверждает пролонгирующее действие кислотных композиций на основе органических кислот. Проницаемость образца кернового материала стала увеличиваться, только после прокачки 3 объемов порового пространства, что показывает более глубокую обработку призабойной зоны продуктивного коллектора. Итоговое значение изменение проницаемости для данных исследований см. рис 2, 3, и сопоставляя их результаты по проницаемости, то значительных изменений итоговой проницаемости образца не наблюдается.

Выводы:

1. Проведенные фильтрационные исследования кислотных составов на основе органических и неорганических кислот показали одинаковую эффективность (с точки зрения увеличения фазовой проницаемости) для продуктивной части мелового возраста.

2. Применение кислотных составов на основе неорганических кислот обоснованно использованием более глубокой обработки продуктивного пласта.

3. При проведении фильтрационных исследований не выявлена диспергация глинистой составляющей продуктивного коллектора под действием соляной кислоты.

Литература

1. Методическим указаниям компании «Роснефть» по химической обработке призабойной зоны пласта добывающих скважин № П1-01.03М – 0016 утвержденные приказом № 188 от 25.04.2011.

2. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах М.: ВНИИ, 1980, с.243 РД 39-1-442-80.