Способ определения влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород
Владельцы патента RU 2331056:
Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при определении типа раствора, не нарушающего фильтрационные свойства пород. Сущность способа определения влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород основывается на определении объема воды и объема остаточной воды в образце. Если содержание воды в образце ниже остаточной воды, то считают, что влияние на снижение проницаемости оказывает адсорбция химических реагентов на поверхности породы, если содержание воды в образце выше остаточной воды, то влияние на снижение проницаемости оказывают диффузионные слои. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей, применение которых позволяет сохранить фильтрационные свойства призабойной зоны скважины. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при определении типа технологической жидкости, не нарушающего фильтрационные свойства пород.
При проникновении водных фильтратов технологических жидкостей в продуктивные пласты происходит снижение их фильтрационной характеристики. Основными причинами снижения фильтрационной характеристики пород являются процессы адсорбции химических реагентов в порах пород или образование водных диффузионных слоев на поверхности поровых каналов. Оба эти процесса снижают продуктивность скважин и препятствуют получению промышленных притоков нефти и газа в эксплуатационных скважинах.
Известен способ газовой хроматографии, который позволяет определять теплоту адсорбции, позволяющую устанавливать взаимодействие различных типов веществ с поверхностью пород (Б.И.Тульбович. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. - М.: Недра. - 1979, с.166-179). Величина адсорбции вещества определяется расчетным путем. Недостатком данного способа является то, что он не позволяет определить природу снижения проницаемости, а значит, нельзя подобрать составы технологических жидкостей, применение которых обеспечит сохранение фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.
Наиболее близкий к предлагаемому - способ определения влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на проницаемость пород (Н.З.Гибадуллин, Л.П.Вахрушев, Б.А.Андерсон и др. Исследование влияния концентрационной поляризации в поверхностных тонких пленках на фазовую проницаемость кернов. Актуальные проблемы геологии и бурения нефтяных скважин. Сборник научных трудов. Уфа. - БашНИПИнефть. Вып.11, 2003. - с.227-238). Предметом исследований в данном способе является исследование влияния диффузионных слоев, которые образуются при фильтрации буровых растворов, на проницаемость пород.
Недостатком данного способа является то, что он не позволяет получить информацию о влиянии на проницаемость пород адсорбционных слоев, которые образуются после проникновении водных фильтратов технологических жидкостей в поры породы и адсорбции поверхностью породы химических реагентов и полимеров. Недостаточно точно определяется влияние на проницаемость диффузионных слоев, так как расчет толщины диффузионного слоя проводится эмпирически, поэтому трудно подобрать составы технологических жидкостей, применение которых позволит сохранить фильтрационные свойства призабойной зоны скважины.
Задача - повышение продуктивности нефтяных и газовых скважин.
Технический результат заявляемого изобретения - повышение точности определения влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей, применение которых позволит сохранить фильтрационные свойства призабойной зоны скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе определения влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород, включающем отбор образца керна, экстрагирование спиртобензольной смесью, определение пористости образца, фильтрацию через образец керосина, определение начальной проницаемости образца, фильтрацию через образец фильтрата технологической жидкости, обратную фильтрацию керосина, определение проницаемости образца, расчет коэффициента восстановления проницаемости, в отличии от прототипа сначала у образца определяют газопроницаемость, взвешивают, насыщают пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют открытую пористость, центрифугируют, взвешивают, рассчитывают остаточную водонасыщенность и объем остаточной воды в образце, насыщают керосином под вакуумом, устанавливают в кернодержатель установки, моделируют пластовые условия, фильтруют через образец керосин, определяют проницаемость по керосину, закачивают фильтрат технологической жидкости в образец до стабилизации значений коэффициента проницаемости, очищают поровое пространство от фильтрата технологической жидкости фильтрацией керосина с противоположной стороны образца при давлении фильтрации, равном депрессии, прилагаемой к продуктивному пласту при освоении скважин, определяют проницаемость образца по керосину и рассчитывают коэффициент восстановления проницаемости, вынимают образец из кернодержателя установки, экстракционно-дистилляционным способом определяют объем воды в образце, если содержание воды в образце ниже остаточной воды, то считают, что влияние на снижение проницаемости оказывает адсорбция химических реагентов на поверхности породы, если содержание воды в образце выше остаточной воды, то влияние на снижение проницаемости оказывают диффузионные слои.
В лабораторных условиях способ осуществляется следующим образом. Отбирают образец керна и выпиливают параллельно напластованию цилиндрический образец, экстрагируют спиртобензольной смесью, затем определяют газопроницаемость. Взвешивают, насыщают пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют открытую пористость, центрифугируют, взвешивают, рассчитывают остаточную водонасыщенность и объем остаточной воды в образце Vв по формуле:
где m2 - масса насыщенного остаточной водой образца, кг;
m1 - масса сухого образца, кг;
ρв - плотность воды, насыщающей образец, кг/ м3.
После этого насыщают образец под вакуумом керосином. Устанавливают образец в кернодержатель установки, моделирующей пластовые условия. Для условий нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения пластовая температура 80°С, эффективное давление 31 МПа. Фильтруют через образец керосин и замеряют объемы профильтрованного керосина за определенный промежуток времени при заданном перепаде давления. Рассчитывают первоначальную проницаемость образца по керосину K1 по формуле:
где K - проницаемость по керосину, мкм2;
μ - вязкость керосина, мПа·с;
V - объем керосина, м3;
l, d - длина, диаметр образца, м;
ΔP - перепад давления, МПа;
t - время, с.
Закачивают в образец фильтрат технологической жидкости до стабилизации значений коэффициента проницаемости.
Затем очищают поровое пространство образца от фильтрата технологической жидкости. Для этого моделируют процесс освоения скважины фильтрацией керосина с противоположной стороны образца при давлении фильтрации, равном депрессии, прилагаемой к продуктивному пласту при освоении скважин, определяют по формуле (2) проницаемость образца по керосину после закачки технологической жидкости К2 и рассчитывают коэффициент восстановления проницаемости по формуле:
где β - коэффициент восстановления проницаемости, доли;
K1 - проницаемость образца по керосину первоначальная, мкм2;
K2 - проницаемость образца по керосину после закачки фильтратов технологических жидкостей мкм2.
После этого вынимают образец из кернодержателя и определяют содержание воды в образце экстракционно-дистилляционным способом с помощью аппарата Реторта, в котором в результате нагревания герметично закрытого образца в атмосфере паров керосина при температуре 120-140°С происходит испарение воды и керосина, содержащихся в образце. При прохождении паров через холодильник они конденсируются и собираются в градуированную пробирку, по которой определяется общее количество воды в образце, в объем которой входят как вода, вошедшая в образец при фильтрации технологических жидкостей, так и вода остаточная.
По данным экспериментов рассчитывают изменение содержания воды в образце керна ΔV, которое может быть выше или ниже остаточной воды. В данном случае изменение объема воды составит:
где Vo - объем воды в образце керна по данным экстракционно-дистилляционного способа, м3;
Vв - объем остаточной воды в образце керна, м3.
Если содержание воды в образце окажется ниже объема остаточной воды ΔV<Vв, то снижение проницаемости образца обуславливается процессами адсорбции химических реагентов на поверхности породы.
Если содержание воды в образце будет выше объема остаточной воды ΔV>Vв, то снижение проницаемости обуславливается процессами интенсивного проникновения водного фильтрата технологической жидкости и образованием обширных диффузионных слоев, сужающих сечение пор образца. Рассматривая данные процессы в комплексе, можно рекомендовать составы технологических жидкостей, нейтрализующие эти процессы в стадии лабораторных исследований.
По предлагаемому способу были проведены эксперименты на образцах керна Ямбургского месторождения, результаты исследований которых приводятся в таблице.
Используя результаты исследований по закачке фильтратов растворов в образцы керна и коэффициентов восстановления проницаемости, удалось установить, что низкие значения коэффициентов восстановления проницаемости связаны с образованием диффузионных и адсорбционных слоев. Повышенное содержание воды по сравнению с остаточной водой отмечено в образцах, где закачивался фильтрат технологической жидкости, изготовленной на базе карбонсиметилкрахмала (КМК). Данное явление связано со способностью молекул КМК удерживать воду и образовывать значительные по размерам диффузионные слои. Низкое содержание воды в образцах керна, в которые закачивался фильтрат раствора, содержащий комплексный полимерный реагент (ПС) и кремнийорганическую жидкость (ГКЖ), свидетельствует, что низкие значения коэффициентов восстановления проницаемости связаны с образованием адсорбционных слоев на поверхности породы (таблица).
На основании полученных данных подбирают составы технологических жидкостей, применение которых обеспечит сохранение фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.
| Таблица | |||||||||||
| Месторождение, скважина, образец | Проницаемость, К·10-3 мкм2 | Пористость, % | Остаточная водонасыщенность, % | Состав раствора | Содержание хим. реагентов, мас.% | Проницаемость по керосину, К•10-3 мкм2 | Объем воды в образце до опыта, мл | Объем воды в образце после опыта, мл | Изменение содержания воды в образце после опыта, % | Коэф-т восстановления проницаемости, % | |
| до опыта | после опыта | ||||||||||
| КМК | 4,0 | ||||||||||
| ПС | 0,5 | ||||||||||
| Ямбургское, скв. | 39,1 | 18,8 | 34,6 | NaCl | 5,0 | 19,9 | 1,76 | 1,50 | 1,57 | 1,54 | 9,2 |
| 413 обр 58 | ОП-10 | 0,2 | |||||||||
| вода | |||||||||||
| КМК | 3,0 | ||||||||||
| ПС | 1,0 | ||||||||||
| Ямбургское, скв. | 58,5 | 17,9 | 32,4 | KCl | 5,0 | 16,8 | 2,37 | 1,10 | 1,40 | 6,90 | 14,1 |
| 413 обр 37 | ОП-10 | 0,2 | |||||||||
| вода | |||||||||||
| КМК | 4,0 | ||||||||||
| ГКЖ-10 | 0,4 | ||||||||||
| Ямбургское, | 34,5 | 15,8 | 36,5 | KCl | 5,0 | 25,2 | 5,4 | 1,40 | 1,80 | 10,50 | 21,4 |
| скв. 413 обр 127 | дисолван | 0,5 | |||||||||
| торф | 6,0 | ||||||||||
| вода | |||||||||||
| ПС | 2,5 | ||||||||||
| ГКЖ-10 | 0,4 | ||||||||||
| Ямбургское, скв. | 49,5 | 18,4 | 31,5 | KCl | 5,0 | 20,7 | 8,3 | 1,39 | 0,90 | -11,10 | 40,1 |
| 413 обр 26 | ОП-10 | 0,2 | |||||||||
| вода | |||||||||||
| ПС | 2,8 | ||||||||||
| ГКЖ-10 | 0,4 | ||||||||||
| Ямбургское, скв. | 31,9 | 18,0 | 35,0 | KCl | 5,0 | 23,9 | 7,7 | 1,51 | 0,80 | -16,10 | 32,2 |
| 413 обр 31 | дисолван | 0,8 | |||||||||
| вода | |||||||||||
| ПС | 2,5 | ||||||||||
| ГКЖ-10 | 0,6 | ||||||||||
| Ямбургское, скв. | 28,2 | 14,4 | 35,7 | KCl | 3,0 | 18,8 | 7,1 | 1,23 | 0,60 | -17,44 | 37,8 |
| 413 обр 176 | лигнин | 2,0 | |||||||||
| вода | |||||||||||
| ПС | 3,5 | ||||||||||
| ГКЖ-10 | 0,7 | ||||||||||
| Ямбургское, скв. | 56,4 | 17,2 | 29,5 | KCl | 6,0 | 23,9 | 9,1 | 1,20 | 0,70 | -12,40 | 38,0 |
| 413 обр 67 | дисолван | 0,7 | |||||||||
| торф | 1,5 | ||||||||||
| вода |
Способ определения влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород, включающий отбор образца керна, экстрагирование спиртобензольной смесью, у образца определяют газопроницаемость, взвешивают, насыщают пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют открытую пористость, центрифугируют, взвешивают, рассчитывают остаточную водонасыщенность и объем остаточной воды в образце, насыщают керосином под вакуумом, устанавливают в кернодержатель установки, моделируют пластовые условия, фильтруют через образец керосин, определяют проницаемость по керосину, закачивают фильтрат технологической жидкости в образец до стабилизации значений коэффициента проницаемости, очищают поровое пространство от фильтрата технологической жидкости фильтрацией керосина с противоположной стороны образца при давлении фильтрации, равном депрессии, прилагаемой к продуктивному пласту при освоении скважин, определяют проницаемость образца по керосину и рассчитывают коэффициент восстановления проницаемости, вынимают образец из кернодержателя установки, экстракционно-дистилляционным способом определяют объем воды в образце, если содержание воды в образце ниже остаточной воды, то считают, что влияние на снижение проницаемости оказывает адсорбция химических реагентов на поверхности породы, если содержание воды в образце выше остаточной воды, то влияние на снижение проницаемости оказывают диффузионные слои.
