Авторы статьи провели комплекс исследований, состоящий из следующих основных экспериментов: качественный и количественный анализ состава глинистой фракции пород, слагающих продуктивные горизонты, оценка степени гидратации (набухания) глин, оценка влияния гидратации (набухания) глин на проницаемость по воде пород продуктивного горизонта, влияния жидкости разрыва на относительную фазовую проницаемость по нефти пород продуктивного горизонта.
Для определения состава глинистой фракции применялся метод рентгенофазового анализа (РФА) и анализ гранулометрического состава. Объектом исследований служил керн месторождений АО «Томскнефть» ВНК относящийся к продуктивным горизонтам юрского возраста. На рисунке 1 представлены усредненные результаты РФА и гранулометрического состава. Как видно из рисунка 1 глинистые минералы представлены не склонными к набуханию каолинитом, хлоритом и иллитом. Хорошо набухающие смектиты отсутствуют. Основным минералом является каолинит. Среднее содержание глинистых минералов – 9 %.
Рисунок 1 – Результаты РФА
Одним из интегральных методов оценки возможных последствий от воздействия водной фазы на глинистую составляющую породы является определение коэффициента линейного расширения (гидратации) образцов. Оценка степени гидратации (набухания) керновых образцов проводилась как на количественном, так и на качественном уровне. Качественный уровень заключался в визуальном осмотре состояния образца после контакта с технологической жидкостью. На количественном уровне проводилось фиксирование изменений линейных размеров (высота) образцов тестируемого керна при взаимодействии с технологической жидкостью в статических условиях по методике API на тестере линейного набухания фирмы Fann. Данный тест был выполнен в двух вариантах: с добавкой типового, применяемого на месторождениях АО «Томскнефть» ВНК ингибитора набухания глин WCS-100, в типовой для ГРП на пластах Ю1 концентрации 1,5л/м3, а также без него.
Рисунок 2 – результаты определения степени гидратации образцов керна (без ингибитора)
Как видно из рисунка 2 – значительная часть (23 из 60 протестированных образцов) практически не набухают, их степень гидратации менее 1 %, лежит в пределах погрешности прибора. Данное обстоятельство может быть объяснено вышеприведенным составом глинистой фракции и ее количеством в керне. Видно, что несмотря на то, что глинистые минералы относятся к не набухающим, при росте содержания глинистой фракции более 10% происходит достаточно сильная гидратация (набухание) образца – до 10-15 %. Это может быть, в свою очередь, объяснятся тем, что даже каолинит, в межслойное пространство которого не может проникать вода способен частично диспергироваться. Типичные значения обменной емкости составляют 3 – 15 мг-экв на 100 грамм. Набухание иллита также происходит за счет ионообменных реакций на внешних поверхностях. Значения обменной емкости для иллита и хлорита составляют 10 – 40 мг-экв на 100 грамм сухой глины. Указанные значения для монтмориллонита, как яркого представителя набухающих глин – 80-150 мг-экв на 100 грамм глины. Таким образом, несмотря на характер глинистых минералов, существуют риски того, что при значительной заглинизированности продуктивного горизонта возможно набухание породы и связанные с этим негативные последствия с точки зрения эффективности ГРП.
На рисунке 3 представлены результаты сравнения степени гидратации образцов в технологической жидкости как без ингибитора набухания глин (пресная вода), так и с содержанием ингибитора в концентрации 1,5 л/м3.
Рисунок 3 – Сравнительные результаты степени гидратации образцов в пресной воде и в пресной воде, содержащей ингибитор WCS-100 в концентрации 1,5 л/м3
Как видно из рисунка 3 добавки ингибитора в жидкость разрыва не оказывают существенного количественного влияния на набухание образцов. Снижение степени гидратации (набухания) незначительно, в ряде случаев отсутствует и, в среднем, не превышает 5 %.
В рамках исследования влияния жидкости разрыва на проницаемость керна было проведено 2 серии экспериментов. Первая направлена на определение степени влияния ингибитора набухания глин на проницаемость керна по воде, вторая серия направлена на определение влияния жидкости разрыва на проницаемость керна по нефти.
Для оценки возможностей ингибитора набухания глин с точки зрения подавления гидратации глин были проведены эксперименты по определению проницаемости по воде песчаника, слагающего продуктивные горизонты, а также заглинизированного песчаника, слагающего низкопроницаемые пропластки. Концентрация ингибитора составила 1,5 л/м3, что является типовой концентрацией при проведении гидроразрыва пласта на месторождениях АО «Томскнефть» ВНК.
Исследования выполнялись на фильтрационной установке CFS-830 Corestes Systems, позволяющей моделировать фильтрацию жидкостей через колонку керна в пластовых условиях. Сводные результаты представлены в таблице 1. Результаты по каждому отдельному эксперименту представлены в приложении А.
Таблица 1 – результаты определения влияния закачиваемой жидкости на проницаемость продуктивного горизонта
Согласно данным таблицы 1 можно сделать следующие выводы:
-
Закачка пресной воды с ингибитором набухания глин снижает проницаемость керна по воде в 1,5 - 4 раза;
-
С учетом погрешности определения проницаемости необходимо отметить, что значимого влияния ингибитора набухания глин на проницаемость керна не выявлено.
Снижение проницаемости по воде при переходе от пластовой воды к пресной происходит, вероятнее всего, за счет сужения радиуса пор. Это явление можно рассматривать как один из механизмов снижения приемистости нагнетательных скважин при неизменном давлении закачки рабочего агента.
Дополнительно к указанным экспериментам был проведен аналогичный тест, где в качестве ингибитора набухания был использован хлорид калия. Результаты представлены в таблице 2.
Таблица 2 – результаты определения влияния 5 % KCl на проницаемость продуктивного горизонта
Видно, что применение хлорида калия подавляет набухание глин, что вызвано тем, что пластовая вода, в большей степени содержит хлорид натрия, что не является оптимальным с точки зрения ингибирования гидратации глин.
С учетом данных таблиц 1 и 2 можно сделать предположение, что одним из вариантов увеличения эффективности проводимых работ по ГРП является подбор оптимального ингибитора набухания глин и определение его достаточной концентрации для сохранения проницаемости пласта.
Для оценки степени влияния жидкости гидравлического разрыва пласта на фазовую проницаемость керна по нефти были проведены эксперименты, принципиальная схема которых представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 – Принципиальная схема эксперимента
Сводные результаты экспериментов представлены в таблице 3.
Таблица 3 – результаты определения коэффициента восстановления проницаемости керна по нефти
Видно, что жидкость гидроразрыва незначительно влияет на проницаемость керна по нефти. При этом наличие ингибитора набухания глин в составе жидкости разрыва, практически, не оказывает влияния на проницаемость породы для нефти. Данное обстоятельство подтверждает выводы предыдущего раздела. Действительно, при определении абсолютной проницаемости по воде мы имеем максимально возможный охват пор фильтрацией воды при одинаковом перепаде давления. Соответственно, эффект от набухания глин максимально возможный. Фильтрация жидкости гидроразрыва через нефтенасыщенную колонку керна (при остаточной водонасыщенности) происходит, в основном, по крупным порам. В дальнейшем, при разрушении геля, возможна капиллярная пропитка более мелких пор, однако, в любом случае общий охват порового пространства водной фазой будет меньше. В связи с этим при определении коэффициента восстановления проницаемости керна по нефти эффект от наличия ингибитора набухания глин еще менее значителен чем при определении абсолютной проницаемости по воде.
На основании проведенных исследований в АО «ТомскНИПИнефть» проведены опытно-промышленные испытания (ОПИ) по исключению ингибитора набухания глин из состава жидкости разрыва. На текущий момент проведено более 20 операций ГРП – все успешно, фактические дебиты соответствуют плановым. Негативные результаты в настоящий момент отсутствуют, что подтверждает выводы исследовательской работы.
Заключение
-
Показано, что применение на пластах Ю1 ряда месторождений АО «Томскнефть» ВНК в качестве ингибитора набухания глин реагента WCS-100 в концентрации 1,5 л/м3 является не эффективным;
-
Проведенные ОПИ подтверждают результаты исследований.
На наш взгляд данную исследовательскую работу и успешную апробацию ее результатов на промысле следует рассматривать, прежде всего, как отправную точку, первый шаг, в поисках возможностей оптимизации состава жидкости ГРП. Ситуация, когда тип и концентрация ингибитора набухания глин берется по аналогии с соседними месторождениями и/или по историческим данным не подкрепленными доказательной исследовательской базой является не продуктивной. Для каждого конкретного продуктивного горизонта и/или объектов разработки необходимо:
-
Обоснование принципиальной необходимости применения ингибитора набухания;
-
При необходимости – обоснование оптимальной концентрации ингибитора набухания глин.
На данный момент очевидно, что применение неработающего реагента является экономически нецелесообразным. Рекомендуется провести подбор наиболее эффективного ингибитора набухания глин и его оптимальной концентрации с целью проведения опытно-промышленных испытаний при проведении гидроразрыва пласта с целью увеличения притока жидкости. Как показывает данная работа, а именно положительное влияние на проницаемость керна по воде раствора хлорида калия – предпосылки для этого имеются. Безусловно, важным при этом является сохранение на необходимом уровне основных технологических свойств жидкости разрыва.
