Слабосцементированные песчаники составляют значительную долю пород по месторождениям Западной Сибири, в том числе на Самотлорском месторождении. На Самотлорском месторождении выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах: АВ11-2, АВ13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ7, БВ80, БВ81-3, БВ10, БВ19-22, ЮВ1-2. Основные запасы нефти, их большая часть, сосредоточены в продуктивных пластах АВ11-2, АВ13, АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10, ЮВ1.
Слабое цементирование песчаников приводит к выносу механических примесей в скважины, и, как следствие, при эксплуатации скважин происходит образование песчаных пробок на забое и снижение нефтеизвлечения [1, 2]. Для уменьшения выноса механических примесей с флюидом применяют технологии для крепления слабосцементированных песчаников, в частности рассматривается возможность применения реагента «Desandol 711». Исследования поводились на керновом материале пластов АВ11-2, АВ13 Самотлорского месторождения и определялась характеристика изменения градиента давления для граничных показателей высыпания механических примесей. Проведен сравнительный анализ показателей проницаемости до и после прокачки реагента «Desandol 711».
Определение остаточной нефтенасыщенности по пластам АВ11-2; АВ13 Самотлорского месторождения (табл. 1), проводилось в два этапа, в соответствии со стандартными методиками [3–5].
Таблица 1
Результаты исследования фильтрационно-емкостных свойств, проведенных на моделях слабосцементированных песчаников продуктивных пластов
|
Лаб.номер образца |
Место отбора, м Пласт |
Параметры образцов керна |
Начальная нефтенасыщенность Sнначд. ед. |
Остаточная нефтенасыщенность Sвостд. ед. |
Коэффициент вытеснения нефть/газ β,д. ед |
Линейная скорость. Vлин, м/сут |
||||
|
Пористость, % |
Объем пор, см3 |
Проницаемость по газу мД. |
Проницаемость по нефти мД. при Кво. |
Проницаемость по воде мД. при Кно |
||||||
|
Модель 1 |
||||||||||
|
14.13 |
1797,48 АВ1-3 |
20,22 |
4,480 |
357,15 |
138,93 |
170,72 |
0,786 |
0,377 |
0,520 |
2,95 |
|
16.13 |
1798.2 АВ1-3 |
19,70 |
3,944 |
303,65 |
115,05 |
148,48 |
0,767 |
0,386 |
0,497 |
2,95 |
|
12.13 |
1819,6 АВ1-3 |
19,81 |
3,966 |
298,30 |
118,93 |
146,17 |
0,760 |
0,394 |
0,482 |
2,95 |
|
среднее значения |
0,771 |
0,385 |
0,499 |
|||||||
|
Модель 2 |
||||||||||
|
18.13 |
1798,6 АВ1-2 |
23,53 |
4,774 |
518,27 |
196,37 |
236,53 |
0,773 |
0,334 |
0,568 |
2,36 |
|
15.13 |
1821,2 АВ1-3 |
21,91 |
4,386 |
514,54 |
199,59 |
246,48 |
0,771 |
0,327 |
0,576 |
2,36 |
|
17.13 |
1949,6 АВ1-3 |
23,30 |
4,665 |
451,07 |
179,98 |
212,0 |
0,778 |
0,350 |
0,550 |
2,36 |
|
среднее значения |
0,774 |
0,337 |
0,564 |
|||||||
Первый этап – определение коэффициентов вытеснения нефти пластовой водой и остаточной нефтенасыщенности на составной модели.
Второй этап – определение выноса механических примесей.
Модель 1 – среднепроницаемые образцы пород-коллекторов, отобранные, из продуктивных отложений пласта АВ11-2 АВ13 представлены тремя образцами № 14.13; № 16.13; № 12.13, средние значения проницаемости которых составило:
Кпр. по газу изменяется от 298,30 до 357,15, среднее 321,36 мД.
Кпр. по воде изменяется от 170,72 до 146,17, среднее 155,12 мД.
Кпр. по нефти изменяется от 298,30 до 357,15, среднее 124,3 мД.
Проведённые эксперименты показали, что образцы пород коллекторов характеризуются сравнительно высокими величинами коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Конср. = 38,5 %), которые изменяется в пределах – от 37,7 до 39,4 %, коэффициенты вытеснения нефти водой для этих отложений варьируют от 0,482 до 0,520, что в среднем составляет около 0,499.
При определении коэффициентов вытеснения нефти пластовой водой при стационарной фильтрации флюидов, величинам коэффициента пористости и остаточной нефтенасыщенности был произведен перерасчет отдельных параметров открытой пористости моделей с различным содержанием остаточной волы в порах. Выделено по три группы пор.
Модель 1 нефтевытеснение пластовой водой:
1) поры, заполненные остаточной водой – 22,9 %,
2) поры, заполненные остаточной нефтью – 38,5 %,
3) поры, освобожденные от нефти, путем вытеснения её водой – 38,6 %.
Эти данные позволяют оценить эффективную и динамическую емкость различных классов пород-коллекторов и их способность к нефтеизвлечению. Определение выноса механических примесей составило не более 2 % от всего объема пород составной модели.
Проведенный авторами анализ показал, что минералогический состав механических примесей представлен кварцем, полевыми шпатами, обломками пород и гидроокислами железа. Обломки в различной степени окатанные, с преобладанием не окатанных угловатых зерен, с неровными краями. Форма зерен чаще всего неправильная и изометричная, редко таблитчатая и близка к призматической. Размер преобладающей фракции 0,1–0,15 мм, максимальный диаметр единичных зерен достигает 0,15 мм. Гидроокислы железа аморфного состава, образуют бесформенные скопления.
Модель 2 – Высокопроницаемые образцы пород-коллекторов, отобранные из продуктивных отложений пласта АВ13 представлены тремя образцами № 18.13; № 15.13; № 17.13, среднее значение проницаемости которых составило:
Кпр. по газу изменяется от 518,27 до 451,07, среднее 494,62 мД.
Кпр. по воде изменяется от 246,48 до 212,0, среднее 231,67 мД.
Кпр. по нефти изменяется от 199,59 до 179,98, среднее 191,98 мД.
Образцы характеризуются сравнительно невысокими величинами коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Кгнср. = 33,7 %), который изменяется в широких пределах – от 32,7 до 35,0 % соответственно, коэффициенты вытеснения нефти пластовой водой, для этих отложений имеют средние значения и варьируют от 0,550 до 0,576, что в среднем составляет около 0,564 (табл. 2).
Таблица 2
Результаты исследования сцементированности керна
|
Идентификационный номер |
Ед. изм. |
Сцементированный песчаник модель 1 |
Сцементированный песчаник модель 2 |
|
Глубина |
(м) |
1445 |
1467 |
|
Длина |
(см) |
29,9 |
29,9 |
|
Площадь |
(см2) |
7,018 |
7,018 |
|
Объем пор (длина*площадь) |
(см3) |
20,002 |
20,002 |
|
Свойства в свежем состоянии |
|||
|
Эффективная проницаемость по воде |
(мД) |
148 |
246 |
|
Коэффициент пористости |
( %.) |
19,7 |
21,9 |
|
Поровый объем |
(см3) |
3,944 |
4,386 |
|
Остаточная водонасыщенность |
(см3) |
0,919 |
1,004 |
|
Остаточная нефтенасыщенность |
(см3.) |
1,522 |
1,434 |
|
Определение Кво |
|||
|
Максимальное капиллярное давление |
(бар) |
2,0 |
2,0 |
|
Добытая жидкость |
(см3) |
1,503 |
1,948 |
|
Кво |
(у.е.) |
0,233 |
0,229 |
|
Проницаемость по воде до обработки |
|||
|
Эффективная проницаемость по воде, прямое направление |
(мД) |
148 |
246 |
|
Эффективная проницаемость по воде, обратное направление |
(мД) |
134 |
224 |
|
Обработка |
|||
|
Концентрация реагента |
( %) |
4,0 |
7,0 |
|
Проницаемость по воде после обработки |
|||
|
Эффективная проницаемость по воде, прямое направление |
(мД) |
139 |
221 |
|
Эффективная проницаемость по воде, обратное направление |
(мД) |
127 |
214 |
|
Снижение проницаемости |
|||
|
Прямое направление |
( %) |
–6,1 |
–10,2 |
|
Обратное направление |
( %) |
–5,3 |
–4,5 |
|
Средний показатель сокращения |
( %) |
–5,7 |
–7,3 |
|
Проницаемость по нефти до обработки |
|||
|
Эффективная проницаемость по нефти, прямое направление |
(мД) |
115 |
199 |
|
Эффективная проницаемость по нефти, обратное направление |
(мД) |
105 |
181 |
|
Обработка |
|||
|
Концентрация реагента |
( %) |
4,0 |
7,0 |
|
Проницаемость по нефти после обработки |
|||
|
Эффективная проницаемость по воде, прямое направление |
(мД) |
104 |
178 |
|
Эффективная проницаемость по воде, обратное направление |
(мД) |
97 |
160 |
|
Снижение проницаемости |
|||
|
Прямое направление |
( %) |
–9,6 |
–10,6 |
|
Обратное направление |
( %) |
–7,6 |
–11,7 |
|
Средний показатель сокращения |
( %) |
–8,6 |
–11,1 |
При определении коэффициентов вытеснения нефти пластовой водой при стационарной фильтрации флюидов, величинам коэффициента пористости и остаточной нефтенасыщенности был произведен перерасчет отдельных параметров открытой пористости моделей с различным содержанием остаточной воды в порах. Выделено по три группы пор.:
Модель 2 нефтевытеснение пластовой водой):
1) поры, заполненные остаточной водой – 22,6 %;
2) поры, заполненные остаточной нефтью – 33,7 %;
3) поры, освобожденные от нефти, путем вытеснения её водой – 43,7 %.
Определение выноса механических примесей составило не более 3 % от всего объема пород составной модели. Минералогический состав механических примесей представлен кварцем, плагиоклазом и карбонатом. Обломки минералов хорошо и плохо окатанные, с неровными краями. Форма зерен изометричная, таблитчатая и в основном неправильная. Размеры обломков изменяются в пределах от 0,03 до 0,2 мм. Кварцевые обломки отмечены чаще других. Карбонат в процентном соотношении составляет не более 3 % от всего состава механических примесей, образует гранобластовые зерна неправильной формы с неровными извилистыми и зазубренными краями размером до 0,05 мм.
На основании эксперимента по вытеснению нефти водой определили не только параметры открытой пористости, остаточной водонасыщенности (Кво), остаточной нефтенасыщенности (Кно), были сформулированы требования к подготовке образцов продуктивных пород к тестированию реагента «Desandol 711» в пластовых условиях.
В создаваемой насыпной модели для получения пористости соотношения величин порового объема обломков к суммарному объему каждого образца, составляющих 3,944 и 4,386 см3. Заводнение с помощью прокачки не ухудшило эффективной проницаемости по воде при скорости потока в диапазоне от 10 мл/ч до 60 мл/ч при пластовой температуре.
Эффективная проницаемость по пластовой воде при пластовой температуре составляла 148 и 246 мД.
После подготовки образцов сцементированного керна путем замещения в пласте соленой пластовой воды нефтью, остаточная водонасыщенность (Кво) для составной модели 1 и 2 составила соответственно 23,32 и 22,91 %. Градиент давления во время измерения эффективной проницаемости нефти при пластовой температуре в прямом и обратном направлениях при Кво был стабильным для сцементированных образцов керна. Градиент давления также был стабилен во время обработки порового пространства обоих образцов.
Результаты исследования представлены в табл. 2.
Во время прокачки после обработки 4 %-ным раствором «Desandol 711» сцементированных образцов модели 1, шести поровых объемов нефти при скорости прокачки 60 см3/ч и Т = 76 °C, градиент давления резко увеличился с 30 до 180 атмосфер. Однако когда направление потока было повернуто в обратную сторону, градиент давления сразу же снизился до 40 атмосфер и оставался стабильным на протяжении последующих измерений проницаемости.
Причина этого – образование водонефтяной эмульсии, но факт того, что градиент давления так быстро восстановился после перенаправления потока, дает основание предполагать, что закупорка находилась очень близко к верхней части керна, возможно в головной части кернодержателя. Если закупорка была фактически в образце керна, то можно ожидать, что она устранится в течение не продолжительного периода времени. После обработки образцов модели 4 %-ным раствором «Desandol 711», время выдержки на реакцию реагента с песчаным коллектором – 72 ч.
После подготовки двух образцов сцементированного керна методом вытеснения нефти пластовой водой, определили остаточную нефтенасыщенность – Кно, с помощью реторты, результаты соответственно составили 38,6 и 33,7 %.
Сравнивая результат до и после обработки реагентом «Desandol 711», с 4 %-ной концентрацией 1 модели, проницаемость по нефти снизилась как в прямом (скважина – пласт), так и в обратном (пласт – скважина) направлениях. Проницаемость по нефти в прямом направлении снизилась с 115 до 104 мД, что ниже на 9,6 %. Проницаемость по нефти в обратном направлении снизилась с 105 до 97 мД, что ниже на 7,6 %. Проницаемость по воде в прямом направлении снизилась с 148 до 139 мД, что ниже на 6,1 %. Проницаемость по воде в обратном направлении снизилась с 134 до 127 мД, что ниже на 5,3 %.
Количество мех. примесей снизилось с 2 % до 0,5 %, что ниже на 75 %.
Сравнительный результат до и после обработки реагентом «Desandol 711» с 7 %-ной концентрацией 2 модели показал, что проницаемость по нефти также снизилась в прямом и обратном направлении. Проницаемость по нефти в прямом направлении снизилась с 199 до 178 мД, что ниже на 10,6 %. Проницаемость по нефти в обратном направлении снизилась с 181 до 160 мД, что ниже на 11,7 %. Проницаемость по воде в прямом направлении снизилась с 246 до 221 мД, что ниже на 10,2 %. Проницаемость по воде в обратном направлении снизилась с 224 до 214 мД, что ниже на 4,5 %.
Количество механических примесей снизилось с 3 % до 0,5 %, что ниже на 83 %.
Выводы
1. Снижение проницаемости – естественный процесс образования цементирующего вещества в пласте со слабосцементированными песчаниками в результате обработки его реагентом «Desandol 711». При обработке слабосцементированного пласта высокой проницаемости (от 130 до 300мД) 4 %-ным и 7 %-ным раствором реагента «Desandol 711» в безводной (товарной) нефти значения следующих параметров снизились соответственно: – проницаемость по нефти (пласт – скважина) – на 7,6 % и 11,7 %, – проницаемость по воде – на 5,3 % и на 4,5 %, – количество механических примесей – на 83,0 %.
Обработка пласта реагентом «Desandol 711» с концентрацией от 10 % может привести к значительной потере проницаемости по воде – более 50 %.
2. Оптимальная концентрация реагента «Desandol 711» для закрепления слабосцементированного песчаника средней проницаемости составляет в пределах 4–7 %.
3. Обработка слабосцементированного пласта средней проницаемости реагентом «Desandol 711» концентрацией 10 % может привести к значительной потере проницаемости.
4. Необходимо отметить, что при обработке реагентом всех исследуемых концентраций реагента проницаемость по воде снизилась для всех образцов. Выявление в ходе экспериментов этого аспекта дает основание считать, что помимо ограничения выноса механических примесей, обладая свойством задерживания водной фазы, применение данного реагента позволит существенно ограничить водоприток из пласта. Оптимальная концентрация для конкретной скважины месторождения может быть установлена только в ходе опытно-промышленных испытаний.