Экспериментальная оценка фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта при воздействии технологическими жидкостями. Еремин А.В. КУРСОВАЯ РАБОТА. Экспериментальная оценка фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта при воздействии технологическими жидкостями

Название	Экспериментальная оценка фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта при воздействии технологическими жидкостями
Анкор	Экспериментальная оценка фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта при воздействии технологическими жидкостями
Дата	24.02.2022
Размер	1.41 Mb.
Формат файла
Имя файла	Еремин А.В. КУРСОВАЯ РАБОТА.docx
Тип	Курсовая #372666
страница	2 из 2

1 2

3.2. Эксперимент №1. Проникновение фильтрата бурового раствора в модель пласта и влияние его на фильтрационные характеристики.

В первой серии экспериментов исследовалось проникновение фильтрата бурового раствора в модель пласта и влияние его на фильтрационные характеристики.

Для отбора образцов породы без каверн и трещин для исследования был выбран томографический скрининг-контроль кернового материала, используемый в современных специальных петрофизических исследованиях. Проведены предварительные сканирования образцов с целью неразрушающей визуализации внутреннего строения пористой среды горной породы, определения усредненных значений томографических чисел, проверки образцов на наличие внутренних полостей и трещин.

На рисунке 2 и рисунке 3 показаны томограммы (продольная и поперечные) исследуемого образца, сделанные до проведения эксперимента в атмосферных условиях.

По результатам проведенного предварительного сканирования в продольном и поперечных сечениях таких нарушений поровой среды, как трещины, каверны, регулярные неоднородные структуры, не выявлено.

Модель пласта (остаточная водонасыщенность в образце породы не создавалась) насыщалась модельным пластовым газом при пластовом давлении 13,0 МПа и обжимном (горном) давлении 23,0 МПа. Начальная абсолютная проницаемость модели пласта для модельного пластового газа в пластовых условиях составила 1,652 мД в направлении, моделирующем приток углеводородов в скважину.

Рисунок. 2. Томограмма центрального продольного сечения образца до эксперимента (термобарические условия – атмосферные)

Рисунок. 3. Сборные томограммы последовательных поперечных сечений образца до эксперимента (термобарические условия – атмосферные)

В насыщенный пластовым газом испытуемый образец с постоянной репрессией 2,9 МПа закачивался буровой раствор в количестве трех поровых объемах образца.

Режим фильтрации бурового раствора вели с поддержанием постоянного давления на входе в испытуемый образец 15,9 МПа, со средней скоростью закачки 0,024 см³/мин. На выходе из испытуемого образца давление поддерживалось модельным пластовым газом на уровне 13,0 МПа.

Средняя линейная скорость проникновения фильтрата бурового раствора составила 2,9·10^-2см/мин (0,42 м/сут). В течение суток фильтрат бурового раствора выдерживали в испытуемом образце при пластовых условиях, тем самым моделировали реальные условия бурения скважины, поскольку восстановление притока углеводородов в скважину осуществляется с течением определенного времени после вскрытия пласта. Таким образом, в эксперименте было предусмотрено возможное взаимодействие фильтрата бурового раствора с породой и насыщающим ее модельным пластовым газом.

В результате фильтрации бурового раствора происходит его разделение на дисперсную фазу и дисперсионную среду. Дисперсная фаза бурового раствора образует на стенке скважины фильтрационную корку и в пласте зону кольматации. Дисперсионная среда проникает в пласт, образуя зону проникновения фильтрата бурового раствора. При пластовом давлении 13,0 МПа с постоянной скоростью фильтрации модельного пластового газа qпг = 1,0 см3/мин в направлении, моделирующем приток углеводородов в скважину, определили перепад давления, при котором происходит прорыв (разрушение) фильтрационной корки (рисунок. 4).

Механическим путем с торца образца была удалена фильтрационная корка толщиной 0,28 мм (рисунок. 5). Поверхность образца не полностью покрыта коркой, что подтверждает факт ее прорыва в процессе фильтрации модельного пластового газа.

Фазовая проницаемость испытуемого образца в направлении, моделирующем приток углеводородов в скважину, составила 0,08 мД.

Таким образом, при внедрении фильтрата бурового раствора в испытуемый образец степень снижения проницаемости составила 20,7. Ухудшение фильтрационных свойств пласта под воздействием фильтрата бурового раствора связано, во-первых, с уменьшением фазовой проницаемости и, во-вторых, с проявлением поверхностных взаимодействий между породой и фильтратом.

После закачки трех объемов пор бурового раствора визуальное сравнение с начальным «сухим» сканированием не показало разности в состояниях объекта исследования до и после внедрения бурового раствора, что, по-видимому, связано с незначительной проницаемостью образцов и крайне малым в среднем размером пор (меньшим, чем разрешающая способность томографического комплекса), серьезно затрудняя оценку насыщенности образца по длине фильтрующимся флюидом.

Рисунок. 4. Динамика перепада давления на образце при вытеснении фильтрата бурового раствора пластовым газом (L_обр= 0,03 м, Р_пл= 13,0 МПа, Р_гор= 23,0 МПа, t_пл= 25 ^оС, q_пг= 1,0см³/мин)

Рисунок. 5. Фильтрационная корка на торце образца породы

3.3. Эксперимент №2. Воздействие обрабатывающего кислотного раствора с массовой долей HCl 15 % на фильтрационные характеристики испытуемого образца, загрязненного фильтратом бурового раствора.

Во второй серии экспериментов исследовалось воздействие обрабатывающего кислотного раствора с массовой долей HCl 15 % на фильтрационные характеристики испытуемого образца, загрязненного фильтратом бурового раствора.

Закачку обрабатывающего кислотного раствора после удаления фильтрационной корки производили в четыре этапа порциями по 0,5 объемов пор с объемной подачей на уровне 0,25 см³/мин. Динамика входного давления на образце при закачке четырех порций обрабатывающего кислотного раствора представленана рисунке. 6–9.

Фазовая проницаемость для модельного пластового газа, измеренная после закачки второй порции обрабатывающего кислотного раствора, снизилась с 0,08 до 0,06 мД, а после третьей увеличилась с 0,06 до 0,12 мД.

Проведенные томографические исследования после каждого этапа закачки обрабатывающего кислотного раствора показали, что в первом срезе наблюдается некоторое уменьшение плотности в центре среза, что может говорить о процессе вымывания кислотой входного торца образца. На остальных срезах изменений в состоянии образца не отмечено.

Измерение фазовой проницаемости для пластового газа по окончании закачки кислотного раствора не проводилось из-за высокой проницаемости образца (по фильтрационному каналу). На рисунке. 10 показаны сборные оригиналы томограмм по поперечным сечениям образца. На первом срезе, контактирующем с входным фланцем модели, заметно существенное потемнение – уменьшение плотности материала. На втором срезе (+5 мм), как и на последующих – заметный узкий сквозной канал овального или близкого к круглому сечения, проходящий от левого края образца ближе к центру, неправильной формы и раскрытостью около 1,5–4 мм.

Рисунок. 6. Репрессия на модель пласта при закачке 1-й порции обрабатывающего кислотного раствора (L_обр= 0,03 м, Р_пл= 13,0 МПа, Р_гор= 23,0 МПа, t_пл= 25 ^оС, q_окр= 0,25 см³/мин). Накопленный объем закачки – 0,5 объема пор

Рисунок. 7. Репрессия на модель пласта при закачке 2-й порции обрабатывающего кислотного раствора (L_обр= 0,03 м, Р_пл= 13,0 МПа, Р_гор= 23,0 МПа, t_пл= 25 ^оС, q_окр= 0,25 см³/мин). Накопленный объем закачки – 1,0 объема пор

Рисунок. 8. Репрессия на модель пласта при закачке 3-й порции обрабатывающего кислотного раствора (L_обр= 0,03 м, Р_пл= 13,0 МПа, Р_гор= 23,0 МПа, t_пл= 25 ^оС, q_окр= 0,25 см³/мин). Накопленный объем закачки – 1,5 объема пор

Закачка четвертой порции обрабатывающего кислотного раствора привела к прорыву кислотного обрабатывающего раствора через образец породы. Индикатором этого процесса явилось обвальное падение входного давления (рисунок. 9).

Рисунок. 9. Репрессия на модель пласта при закачке 4-й порции обрабатывающего кислотного раствора (L_обр= 0,03 м, Р_пл= 13,0 МПа, Р_гор= 23,0 МПа, t_пл= 25 ^оС, q_окр= 1,0 см³/мин). Накопленный объем закачки – 2,0 объема пор

Профиль канала в образце виден на рисунок. 11, где на продольной томограмме вдоль центрального сечения заметны неровности в размерах и расположении. Сканирование образца в продольном сечении показало, что после воздействия обрабатывающим кислотным раствором на образец сформировался один сквозной фильтраци онный канал.

Раскрытость канала – около 1,5–4 мм, непрямолинейный, линейное расстояние между точками входа и выхода в плоскости проекции основания модели составляет около 4 мм. Входное отверстие канала крайне близко к боковой поверхности образца.

В результате воздействия на образец породы обрабатывающим кислотным раствором произошло увеличение пористости на 2,77 %, соответственно, объем пор увеличился на 0,54 см³. Потеря массы составила 2,8 % от исходной массы образца породы.

Рисунок. 10. Сборные томограммы для 10 срезов последовательных поперечных сечений образца после закачки 4-й порции обрабатывающего кислотного раствора (съемка проведена через 3 мм по длине срезом с шириной коллимированного пучка излучения 5 мм). Накопленный объем закачки – 2,0 объема пор

Рисунок. 11. Томограмма продольного среза по диаметру образца после закачки 4-й порции 0,5 поровых объемов кислотного раствора

Вывод анализа с результатом исследования

Анализ результатов выполненных исследований при моделировании воздействия обрабатывающего кислотного раствора на породу пласта коллектора, загрязненную фильтратом бурового раствора, позволяет сделать следующие выводы.

На современном оборудовании, включающем систему двух фазной фильтрации (Temco), компьютеризированный томограф Philips Tomoscan 60/TX, с максимальным приближением к пластовым условиям проведены исследования по влиянию буровых растворов и жидкостей интенсификации на фильтрационно-емкостные свойства кернового материала карбонатных пород.
Программа экспериментальных исследований включала: физическое моделирование пластовых процессов, оценку фильтрационных характеристик пласта, а также компьютерную томографию строения пустотного пространства образцов породы (использовали представительные образцы породы без структурных нарушений) и визуализацию изменений в структуре порового пространства в процессе воздействия технологических жидкостей.
При внедрении фильтрата бурового раствора полимерно- коллоидного типа в образец породы после закачки трех объемов пор этого раствора произошло снижение фазовой проницаемости для модельного пластового газа в 20,7 раз по отношению к первоначальной.
В результате воздействия на образец породы обрабатывающим кислотным раствором сформировался фильтрационный канал. Пористость и объем пор образца увеличились на 2,77 и 11,0 %, соответственно. Потеря массы составила 2,8 % от исходной массы образца породы.
Томографические исследования, выполненные с целью контроля строения пустотного пространства образцов породы (трещиноватости, каверн) и визуализации изменений в структуре порового пространства в процессе воздействия технологических жидкостей в ходе двух серий экспериментов, выявили следующее:

^{Общую однородность образцов, отсутствие трещин, каверн,}видимых крупных нарушений; при этом в образцах заметны более плотные включения, литологический состав которых требует дополнительного исследования;
^В^{процессе}^{закачки}^трех^{объемов}^пор^{бурового}^{раствора}^{сканирование}не дало возможности визуально оценить изменение плотности вдоль модели пласта из-за недостаточного разрешения; необходимы дополнительные исследования с использованием специальных допантов, увеличивающих контрастность фильтрата бурового раствора;
^{Проведенное}^после^{закачки}^{обрабатывающего}^{кислотного}раствора сканирование продемонстрировало видимую картину образования сквозного фильтрационного канала через образец; сделана оценка формы, размеров, направленности канала.

Список используемых источников

ВРД 39-1.4-060-2002 Рекомендации по интенсификации притока газа в скважинах, вскрывающих терригенные и карбонатные коллекторы. – М.: Газпром, 2002. – 25 с.
СТО Газпром 2-3.3-080-2006 Инструкция по кислотному воздействию на призабойную зону газовой скважины. – М.: ИРЦ Газпром, 2006. – 34 с.
ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.
Гейхман М.Г. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов: обзор. информация / М.Г. Гейхман, Г.П. Исаев, Н.Е. Середа, С.В. Малышев, В.И. Нифантов, К.И. Джафаров. – М.: ИРЦ Газпром, 2007. – 104 с. – (Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»).
Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин / Б.М. Сучков. – М.; Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2007. – 612 с.
Тер-Саркисов Р.М. Компьютеризированные установки многофазной фильтрации и их применение при разработке методов повышения конденсатоотдачи / Р.М. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин и др. // Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений: сб. ст. – М.: ВНИИГАЗ, 1998. – С. 27–38.
Токунов В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. То- кунов, А.З. Саушин. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. – 711 с.

1 2