Кислотная обработка призабойной зоны пласта баженовской свиты после проведения гидроразрыва пласта

В.Т. Литвин, к.т.н., П.В. Рощин, к.т.н., Санкт-Петербургский горный университет, К.В. Стрижнев, д.т.н., Т.Н. Шевчук, ООО «Газпромнефть-Ангара»

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

«Газпром нефть» активно занимается поиском эффективных технологий интенсификации притока нефти из пород баженовской свиты, которая в последнее время представляет большой интерес для ведущих нефтегазовых компаний [1]. Фонд пробуренных на баженовскую свиту скважин включает как наклонно направленные скважины, так и скважины с горизонтальным окончанием. За основной метод при разработке свиты принят многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) в горизонтальных стволах. В качестве перспективных зарубежных технологий совершенствования операций по гидроразрыву пластов рассматриваются и тестируются следующие технологии:

1. Mongoose (гидропескоструйная перфорация + ГРП). Технология реализуется с использованием гибких НКТ (ГНКТ) и пакера многоразового действия.

2. Plug&Perf (перфорация + установка пробки + ГРП). При применении технологии используется пакер-пробка на кабеле или ГНКТ для разобщения интервалов ГРП.

Проводятся установка пробки, затем перфорация (кумулятивная или гидропескоструйная) интервала, после чего перфоратор поднимается и выполняется ГРП, затем операция повторяется.

3. Ball Drop System – наиболее распространенная в РФ технология МГРП. На НКТ спускается многосекционная компоновка ГРП, каждая секция активируется шаром определенного размера, который закачивается под давлением в скважину и попадает в седло своей секции. После попадания специального шара в седло отделение секции смещается, открывая доступ жидкости разрыва к пласту по специальным отверстиям в компоновке каждой секции. Проводится ГРП, затем операция повторяется.

В то же время опыт проведения различных геологотехнических мероприятий (ГТМ) в условиях коллекторов баженовской свиты на Средне-Назымском месторождении показал достаточно высокую эффективность кислотных обработок (КО), причем эффективность КО на действующем фонде скважин из года в год возрастает. Так, в 2007 г. средний прирост дебита по данному виду ГТМ составил 10,3 т/сут, в 2008 г. – 16,7 т/сут. При этом прирост дебита нефти за счет ГРП – примерно в 2 раза меньше (2007 г. – 8,9 т/сут,
2008 г. – 5 т/сут). Всего на Средне-Назымском месторождении с 2007 по 2012 г. выполнены 44 скважинообработки по добывающему фонду: гидроразрыв пласта – 5 скважино-операций; кислотная обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) – 39 скважино-операций [2].

Для проведения успешной технологической операции немаловажным аспектом является использование рабочих жидкостей, отвечающих современным требованиям к ним, которые сложились за многие годы применения той или иной технологии. Так, для кислотной обработки требования к технологической жидкости следующие [3]:

1) отсутствие осадкообразования, особенно в присутствии ионов железа, в процессе реакции кислоты с минералами пласта-коллектора и на всех этапах ее движения в ходе технологической операции;

2) использование пролонгированнореагирующих с горной породой кислотных составов (КС) при высоких пластовых температурах;

3) низкое межфазное натяжение на границе раздела фаз нефти и КС при закачке, а также отработанного раствора при освоении;

4) охват воздействием низкопроницаемых участков и матрицы продуктивной части залежи;

5) низкая коррозионная активность КС; 6) совместимость КС с пластовыми флюидами.

Исходя из указанных требований разработан КС с учетом полиминерального состава пород баженовской свиты Пальяновского месторождения [4]. На основе многочисленных экспериментов подобрана основа данного состава – смесь минеральной и органической кислот [2]. Для получения кислотной композиции использовались соляная и уксусная кислоты, имевшиеся в распоряжении подрядной организации. Для улучшения рабочих характеристик кислотной композиции были подо-браны специальные добавки (стабилизатор ионов железа, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии) и их оптимальные концентрации.

Эффективность разработанного рабочего агента оценивалась путем моделирования термобарических условий залегания продуктивной залежи и фильтрации его через керн. Расход фильтрующихся нефти и кислоты составлял 0,2 мл/мин. Давление обжима задавалось статическим и соответствовало пластовому (25,3 МПа). Результаты фильтрационного эксперимента представлены на рис. 1. Из него видно, что начальный перепад давления при стабилизации фильтрации нефти был равен 14,19 МПа, а после успешной прокачки КС через низкопроницаемый керн баженовской свиты с естественной трещиной снизился в 10,4 раз до 1,36 МПа. Это свидетельствует о высокой эффективности разработанного КС.


Рис. 1. Результаты фильтрационного эксперимента

Дополнительно, для анализа растворяющей способности разработанного КС, керн сканировался до и после проведения фильтрации с помощью рентгеновского компьютерного томографа [5, 6] в Научно-образовательном центре коллективного пользования высокотехнологичным оборудованием «Центр коллективного пользования» Санкт-Петербургского горного университета (рис. 2). Как видно из рис. 2, в результате кислотного воздействия удалось получить зону с повышенной проницаемостью (черные области внутри кернового пространства). На первый взгляд, кажется, что образовалась большая червоточина. Однако при более детальном изучении результатов томографии (рис. 3) можно убедиться, что КС действительно проел керн насквозь. В то же время данная область характеризуется менее плотной упаковкой минералов в кремнисто-карбонатных прослоях, легко просвечивающихся рентгеновскими лучами. Скелет породы сохранился без деформирования.


Рис. 2. Разрез трехмерной модели керна баженовской свиты после воздействия кислотным составом


Рис. 3. Трехмерная модель пустотного пространства керна после прокачки кислотного состава:
1 – входной торец керна, зона начала реакции и фильтрации КС; 2 – матричная зона керна, подвергшаяся основному воздействию кислотой; 3 – пирит

Таким образом, в результате фильтрации разработанного кислотного состава при термобарических условиях пласта удалось воздействовать на низкопроницаемую матрицу с созданием в ней зон с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами без разрушения скелета породы в нескольких кремнисто-карбонатных прослоях, разделенных между собой тонкими прослоями плотных битуминозных аргиллитов.

В качестве скважины-кандидата для обработки ПЗП рассматривалась скв. 157, в которой проводился ГРП. Процесс освоения по техническим причинам длился достаточно долго, в результате чего произошло неполное разрушение геля ГРП. Для воздействия на осадок от неразрушенного геля ГРП, осевшего в трещине, был подобран деструктор, представляющий собой сильный окислитель. Одна из литологических особенностей разрезабаженовской свиты данной скважины – высокая карбонатность (от 0,3 до 85,5 % по данным анализа кернового материала интервала перфорации), что является благоприятным фактором для проведения КО. В целом разрез соответствует упрощенной литолого-емкостной модели Пальяновского месторождения [4].

Таким образом, в данной скважине были применены разработанный кислотный состав и подобранный деструктор. Объем закачки рассчитывался исходя из размера трещины, полученного по данным геофизических исследований (рис. 4), и составил примерно 25-30 м3. Динамика работы скв. 157 после выполнения ГТМ по интенсификации притока нефти представлена на рис. 5.


Рис. 4. Результаты комплексной интерпретации данных геофизических исследований скв. 157


Рис. 5. Сравнение динамики работы скважины после проведения работ по интенсификации притока нефти

Фактический план проведения технологической операции, принятый для скв. 157, включал:

1) закачку деструктора на циркуляцию в объеме 13,3 м3;

2) закачку деструктора на пакере в объеме 6,7 м3;

3) продавку буферной жидкостью в объеме 13,3 м3;

4) реагирование в течение 2 ч;

5) закачку КС на пакере в объеме 20 м3;

6) продавку буферной жидкостью в объеме 13,3 м3;

7) выдержку состава на реагирование в течение 2 ч.

Как видно из рис. 5, коэффициент продуктивности после проведения ГРП начал уменьшаться и через 210 сут достиг нулевой отметки. В то же время после КО в первые 170 сут наблюдается небольшое увеличение коэффициента продуктивности и, несмотря на последующий резкий спад почти в 2 раза, скважина продолжает работать нефтью. Эффект от проведения КО длился более 320 сут и продолжается по настоящее время. Дебит газа после КО не отражен на рис. 5, однако следует отметить, что резких скачков он не имеет, колеблется около 2500 м3/сут и имеет тенденцию к небольшому росту за рассматриваемый период времени.

Таким образом, из-за высокого газового фактора и большого содержания свободного газа в потенциально продуктивных интервалах баженовской свиты классическая технология гидравлического разрыва пласта в рассматриваемой скважине, по мнению авторов, привела к резкому высвобождению значительного количества газа, который в свою очередь снизил и так невысокую фазовую проницаемость для нефти. Проведение же кислотных обработок является не только более щадящим методом интенсификации притока нефти, но и менее дорогостоящим.

В дальнейшем планируется проверка разработанного кислотного состава в скважинах, где операции по ГРП ранее не проводились. Также необходимо тестирование КО (рис. 6) с использованием разработанного вязкого реагента-отклонителя комплексного действия [6] в промысловых условиях. По мнению авторов, применение такой технологии будет способствовать повышению эффективности кислотных обработок пласта, направленных на интенсификацию притока нефти из трещинных коллекторов баженовской свиты.


Рис. 6. Схематическое изображение технологии кислотного воздействия с использованием вязкого отклонителя (k – проницаемость прослоя):
k1 – высокопроницаемый прослой; k2 – прослой проницаемостью меньше k1; k3 – прослой проницаемостью меньше k2; пачка: 1 – кислотного состава; 2 – вязкого
отклонителя; 3 – газированной кислоты; 4 – газа

Список литературы

1. Баженовская свита – главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России / А.Э. Конторович, Л.М. Бурштейн, В.А. Казаненков [и др.]// Георесурсы, Геоэнергетика, Геополитика. – 2014. – №2. – http://oilgasjournal.ru/vol_10/kontorovich.html

2. Литвин В.Т., Рязанов А.А., Фарманзаде А.Р. Теоретические аспекты и опыт проведения работ по интенсификации притока нефти на коллекторах баженовской свиты // Нефтепромысловое дело. – 2015. – №5. – С. 24-29.

3. Литвин В.Т., Фарманзаде А.Р., Орлов М.С. Подбор кислотного состава для низкопроницаемых высокоглинистых пластов баженовской свиты (часть 1) // Интернет-журнал «Науковедение». – 2015. – Т.7. – №5. – http://naukovedenie.ru/PDF/214TVN515.pdf

4. Литвин В.Т., Стрижнев К.В., Рощин П.В. Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2015. – Т.10. – №3. – С. 12.

5. The Application of X-ray Micro Computed Tomography (Micro-CT) of Core Sample for Estimation of Physicochemical Treatment Efficiency / M.S. Orlov, P.V. Roschin, I.A. Struchkov, V.T. Litvin // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2015.

6. Литвин В.Т. Обоснование технологии интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты с применением кислотной обработки: дисс… канд. техн. наук. – Санкт-Петербург, 2016.

Возврат к списку