Оптимизация дизайна кислотной обработки полимиктового коллектора на основе комплексного моделирования

А.А. Мальцев1,2

1ООО «Газпромнефть НТЦ», 2Санкт-Петербургский горный университет

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Адрес для связи: Maltsev.AA@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: терригенный коллектор, кислотная обработка, обработка призабойной зоны (ОПЗ), симулятор, моделирование песчаников, силикагель, аморфный кремнезем.

A.A. Maltcev1,2

1Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg. 2Saint-Petersburg Mining University, RF, Saint-Petersburg.

E-mail: Maltsev.AA@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: sandstone, acidizing, wellbore treatment, simulator, sandstone modelling, silica gel.

DOI: 10.24887/0028-2448-2021-6-80-83

Обработки призабойных зон (ОПЗ) являются одним из наиболее экономически эффективных методов интенсификации притока. Более того, в условиях риска кольматации призабойной зоны во время строительства скважины или тенденции к постепенному снижению продуктивности скважин во время эксплуатации комплексная программа ОПЗ позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) и обеспечить рентабельность разработки. В то же время эффективность программ ОПЗ на месторождениях, приуроченных к терригенным коллекторам, часто оказывается ниже ожидаемой и в зависимости от метода оценки может варьироваться от 50 до 85 % [1, 2]. На фоне высокого потенциала применения кислотных обработок при увеличении числа операций в скважинах интегральная эффективность по объекту/месторождению уменьшается.

Повышение эффективности кислотных обработок терригенных/полимиктовых коллекторов является актуальной задачей, требующей комплексного решения. В работе [1] рассмотрен комплексный подход
к повышению эффективности обработок (на основе работ [2, 3]) на месторождениях Западной Сибири. На основе ранее выполненных исследований подобраны скважины-кандидаты, определен объект воздействия (тип кольматанта/ причина снижения продуктивности), выбраны соответствующие составы для ОПЗ, разработан оптимальный дизайн ОПЗ на основе технико-экономических расчетов. В рамках проекта реализованы мероприятия для совершенствования каждого этапа, в том числе создан симулятор кислотной обработки [3] для оптимизации дизай на ОПЗ с использованием ранее отобранных в рамках лабораторных исследований кислотных составов. Объектом исследования являлись пласты БВ/БС, АС,Ач.т, Ю/ЮВ ЮС группы месторождений ПАО «Газпром нефть» в Западной Сибири, однако использованные подходы могут быть применены к большинству нефтяных месторождений региона.

Несмотря на большой опыт моделирования кислотных обработок, в том числе в песчаниках, имеется высокий потенциал совершенствования этого направления. Более точное воспроизведение физических и химических процессов повышает достоверность прогноза, получаемого при решении оптимизационной задачи, что позволяет принимать более обоснованные решения и программы ОПЗ в целом.

Симулятор как инструмент оптимизации дизайна
ОПЗ решает следующие задачи:

– повышение точности описания моделируемых процессов (гидродинамические процессы в призабойной зоне до, после и во время обработки, кинетика взаимодействия кислоты с породой и кольматантами);

– обеспечение возможности моделирования скважины со сложной геометрией заканчивания (наклонно направленные скважины с гидроразрывом паста (ГРП), горизонтальные скважины и скважины с многостадийным ГРП);

– расчет технологических и экономических показателей после ОПЗ для решения оптимизационной задачи с экономическим показателем в качестве целевой функции.

С учетом указанных задач модель в основе разработанного симулятора [3] основана на численном решении уравнений гидродинамики и кинетических уравнений химических реакций. Отличительной особенностью является решение всей системы уравнений по неявной схеме с использованием неструктурированной перпендикулярной бисекторной (РerpendicularBi-sector – PEBI) сетки (Вороного), что потенциально более эффективно при моделировании призабойной зоны пласта со сложной геометрией вскрытия (перфорационные каналы, трещина ГРП, горизонтальная скважина).

Симулятор на основе предложенной модели позволяет моделировать вторичные и третичные реакции с образованием кольматантов в результате взаимодействия кислоты с породой. Эти процессы рассматриваются в качестве основного фактора, снижающего эффективность ОПЗ. В то же время основные свойства кольматанта – соединений общей формулой nSiO2⋅mH2O в пористой среде, такие как его структура, состояние и даже плотность, мало изучены.

Влияние вторичных и третичных реакций при моделировании ОПЗ

Наиболее распространенным реагентом для проведения ОПЗ в Западной Сибири остается смесь HCl и HF. В литературе описаны основные реакции, протекающие при закачке смеси HCl и HF в терригенный коллектор [2, 4, 5]:

1.PNG

2.PNG

3.PNG

4.PNG

5.PNG

В рамках первичных реакций образуется фторкремниевая кислота H2SiF6, что инициирует вторичные реакции с породой. Рассмотрим реакцию образования метакремниевой кислоты на примере альбита

6.PNG

При протекании вторичных реакций и расходовании HF образуется ион AlF2+, что в присутствии соляной кислоты приводит к третичным реакциям также c образованием метакремниевой кислоты (на примере альбита)

7.PNG

Вторичные и третичные реакции минералов с H2SiF6 и AlF2+ влияют на объемы расходуемой фторводородной кислоты и осаждаемых продуктов реакции кислоты с породой. В данном случае плотность осаждаемых продуктов существенно влияет на пористость и проницаемость породы.

Соединения общей формулой nSiO2⋅mH2O, образующиеся в пористой среде из метакремниевой кислоты H2SiO3, могут находиться в двух агрегатных состояниях: жидком и твердом. При том, что минеральная плотность этих соединений равна 2200 кг/м3, само вещество в сухом порошкообразном виде достигает плотности силикагеля 700 кг/м3. Адсорбционная способность по отношению к воде составляет 35 % на 100 г. Таким образом, плотность nSiO2⋅mH2O в гелеобразном состоянии может варьироваться от 900 до 1600 кг/м3. Эти выводы верны для процессов в свободном объеме, но при образовании силикагеля в поровом пространстве породы диапазон значений может как увеличиться, так и уменьшиться.

Для изучения влияния продуктов вторичных и третичных реакций на свойства призабойной зоны проведена серия вычислительных экспериментов с использованием модели фильтрационного исследования на керне (рис. 1, 2). В эксперименте использовалась модель вертикальной скважины, вскрывающей нефтенасыщенный коллектор проницаемостью 0,01 мкм2, пористостью 20 %. Расчеты выполнялись с учетом усредненного по группе месторождений Западной Сибири минералогического состава: кварц – 46 %, полевые шпаты – 30 %, кальцит – 10 %, остальное – глина и слюды. При задании плотности nSiO2⋅mH2O 150 кг/м3 расчет был остановлен из-за достижения предельного значения градиента давления – образец стал непроницаемым. Из рис. 1 и 2 видно, что плотность nSiO2⋅mH2O существенно влияет на эффективность ОПЗ. При этом в диапазоне плотностей 750–2100 кг/м3 это влияние более выражено.

8.PNG

9.PNG

В дальнейших расчетах использована плотность аморфного силикагеля 1140 кг/м3. В таблице приведены результаты серии вычислительных экспериментов, в ходе которых оценивалось влияние включения опций дополнительных реакций и опции учета термодинамических условий на результаты расчетов.

10.PNG

Алгоритм создания статической модели призабойной зоны для моделирования ОПЗ

Для настройки модели и воспроизведения результатов лабораторных исследований и фактических ОПЗ в симуляторе требуется большое количество информации, в частности, построение полноценной модели призабойной зоны с распределением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и минералогического состава.

Без использования дополнительных лабораторных исследований значительную часть необходимой исходной информации можно получить на основе стандартных экспериментов, проводимых в рамках построения геологической модели. Минералогический состав породы, соотношение содержания песчаников, глин и карбонатной составляющей можно определить по данным гранулометрического анализа. Кварц, полевые шпаты и слюды относятся к фракции с диаметром частиц более 0,1 мм, а остальное – глины. Соотношение содержания кварца, полевого шпата и слюд можно найти в отчете об анализе шлифов. Подробный состав глин можно получить из результатов рентгено-фазового анализа глинистой составляющей пород.

Распределении ФЕС по вертикали определяется из результатов интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС). На основе сопоставления состава керна и точек отбора образцов с РИГИС строится зависимость проницаемости от глинистости (рис. 3), а также распределение соотношения глинистых минералов, кварца и полевых шпатов по вертикали. Это важно в первую очередь из-за наблюдаемой тенденции значительного влияния содержания быстрореагирующих минералов на изменение ФЕС при закачке кислот.

11.PNG

Моделирование ОПЗ на основе адаптации фильтрационного эксперимента

В рамках исследования проведен фильтрационный эксперимент на керне с целью подбора кислотного состава для ОПЗ. Адаптация фильтрационного эксперимента проводилась с учетом минералогического состава керна на основе сопоставления модельной и лабораторной зависимостей градиента давления от объема прокачки кислоты (рис. 4) с изменением коэффициентов корреляции пористость – проницаемость по формуле

12.PNG

13.PNG

14.PNG

Анализ ОПЗ, проведенных в 2015–2019 гг. на группе месторождений Западной Сибири [1], показал, что удельный объем закачанных кислотных составов в 90 % случаев не превышал 1 м3/м, в среднем составлял 0,29–0,78 м3/м. На рис. 5 представлены результаты серии расчетов с использованием данных лабора-торного эксперимента (фильтрационного исследования). Из него видно, что эффективность ОПЗ практически линейно возрастает при увеличении удельного расхода кислотного состава от 0 до 9 м3/м, затем прирост эффективности значительно снижается и дальнейшее увеличение расхода кислоты становится нецелесообразным.

Выводы

1 Учет вторичных и третичных реакций в модели растворения терригенной породы смесью HCl и HF значительно влияет на результаты расчетов.

2 Для моделирования гидродинамических и физико-химических процессов создана статическая модель среды, в частности, предложен способ использования результатов седиментационного, литологического анализа и РИГИС для моделирования ФЕС и минералогического состава призабойной зоны с учетом распределения свойств по вертикали.

3 На основе адаптации модели к результатам экспериментов на керне получена зависимость увеличения продуктивности скважины от удельного расхода кислотного состава с выделением оптимального диапазона.

Список источников

1 Maltcev A., Shcherbakov G. The Development of the Trends in Formation Damage Removal Technologies in Sandstone Reservoirs // SPE–199321- MS. – 2020 – https://doi.org/10.2118/199321-MS

2 Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: в 5 т. Т.4. Кислотная обработка скважин / под ред. И.Т.Мищенко. – М.: Интерконтакт Наука, 2010 – 703 с.

3 Development of Acidizing Simulator for Sandstone Reservoirs [Электронный ресурс] / A. Blonsky, D. Mitrushkin, A. Kazakov [et al.] // SPE-94566- MS. 2020 – https://doi.org/10.2118/94566-MS

4 Economides M.J., Nolte G.K. Reservoir stimulation – Wiley, 2000 – 824 p.

5 Economides M.J., Hill A.D. Petroleum production systems. – Prentice Hall, 1994 – 611 p.

References

1 Maltcev A., Shcherbakov G., The development of the trends in formation damage removal technologies in sandstone reservoirs, SPE-199321-MS, 2020, https://doi.org/10.2118/199321-MS

2 Glushchenko V.N., Silin M.A., Neftepromyslovaya khimiya (Oilfield chemistry), Part 4 Kislotnaya obrabotka skvazhin (Acid treatment of wells): edited by Mishchenko I.T., Moscow: Interkontakt Nauka Publ., 2010, 703 p.

3 Blonsky A., Mitrushkin D., Kazakov A. et al., Development of acidizing simulator for sandstone reservoirs, SPE-94566-MS, 2020, https://doi.org/10.2118/94566-MS

4 Economides M.J., Nolte G.K., Reservoir stimulation, Wiley, 2000, 824 p.

5 Economides M.J., Hill A.D., Petroleum production systems, Prentice Hall, 1994, 611 p.

Возврат к списку