Для многих месторождений, разрабатываемых АО «Оренбургнефть», отмечается технологическая проблема снижения эффективности кислотных обработок призабойной зоны карбонатных пластов с увеличением их кратности, обусловленная уменьшением их глубины и селективности воздействия. Эта проблема особенно актуальна при проведении обработок обводненных и расчлененных пластов. В целях повышения эффективности базового метода воздействия (солянокислотной обработки) проведен комплекс фильтрационных и физико-химических исследований, направленный на определение оптимальных рецептур кислотных составов. Выявлены зависимости объема кислотного состава, необходимого для прорыва сквозь образец породы, от скорости закачки, на основе которых произведена адаптация модели кислотной обработки. Для определения оптимальных параметров воздействия (скорости закачки, объема состава) и разработки рекомендаций по проведению обработок с учетом результатов экспериментальных исследований выбрана полуэмпирическая математическая модель кислотного растворения на основе чисел Дамкелера, Пекле и кислотной емкости. По результатам моделирования и определения технико-экономических затрат на приготовление кислотной композиции выбраны оптимальные рецептуры для условий приоритетных объектов АО «Оренбургнефть». Выполнена оценка влияния различных параметров воздействия и свойств кислотных композиций на требуемый объем состава. Проведены опытно-промысловые испытания технологии обработки призабойной зоны с применением подобранных кислотных составов. В ходе испытаний отмечена более высокая эффективность обработок, подтверждены результаты исследований и релевантность использованного подхода. Преимуществами данного подхода является учет экономической составляющей, геолого-физических характеристик продуктивных пластов и свойств кислотных композиций, а также возможность его реализации с использованием математических моделей или симуляторов кислотной обработки.
Список литературы
1. Храмов Р.А., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 527 с.
2. Технологии и оборудование для добычи нефти и газа ПАО «Оренбургнефть» / И.Н. Пупченко, С.И. Исмагилов, С.И. Стрункин [и др.]. – Самара: Издательский дом «Нефть. Газ. Новации», 2015. – 432 с.
3. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation 3-rd Edition, JohnWilley & Sons, LTD. – New York, 2000.
4. A new approach for the demonstration of acidizing parameters of carbonates: Experimental and field studies / V.A. Novikov, D.A. Martyushev, Y. Li, Y. Yang // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 213. – P. 110363. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110363
5. Acid treatment of carbonate reservoir with a new dual action microemulsion: Selection of optimal application conditions / R.A. Derendyaev, V.A. Novikov, D.A. Martyushev [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 216. – P. 110809. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110809
6. Dong K., Zhu D., Hill A.D. Theoretical and experimental study on optimal injection rates in carbonate acidizing //SPE-178961-РА. – 2017. - http://doi.org/10.2118/178961-PA
7. Improved understanding of acid wormholing in carbonate reservoirs through laboratory experiments and field measurements / R.C. Burton, M. Nozaki, N.R. Zwarich, K. Furui //SPE-191625-РА. – 2020. - http://doi.org/10.2118/191625-PA
8. Akanni O.O., Nasr-El-Din H.A. The accuracy of carbonate matrix-acidizing models in predicting optimum injection and wormhole propagation rates //SPE-172575-MS. – 2015. - http://doi.org/10.2118/172575-MS
9. Buijse M., Glasbergen G. A semiempirical model to calculate wormhole growth in carbonate acidizing //SPE-96892-MS. – 2005. - http://doi.org/10.2118/96892-MS
10. Akanni O.O., Nasr-El-Din H.A., Gusain D. A computational Navier-Stokes fluid-dynamics-simulation study of wormhole propagation in carbonate-matrix acidizing and analysis of factors influencing the dissolution process //SPE-187962-PA. – 2017. - http://doi.org/10.2118/187962-PA
11. Особенности математического моделирования солянокислотного воздействия в скважинах, эксплуатирующих высокотемпературные карбонатные коллекторы / Л.Е. Ленченкова, А.Е. Фоломеев, А.Р. Шарифуллин [и др.] // Материалы VIII Международной молодежной научной конференции «Наукоемкие технологии и решение проблем нефтегазового комплекса». – Уфа, 10–14 декабря 2018. – С. 184–189.
12. Hoefner M.L., Fogler H.S. Pore Evolution and Channel Formation during Flow and Reaction in Porous Media // AIChE J. – 1988. – V.34. – N. s1. – P. 45–54. - http://doi.org/10.1002/aic.690340107.
13. Gong M., El-Rabaa A.M. Quantitative model of wormholing process in carbonate acidizing //SPE-52165-MS. – 1999. - http://doi.org/10.2118/52165-MS
14. Theory and practice of acidizing high temperature carbonate reservoirs of R. Trebs oil field, Timan-Pechora basin / A.E. Folomeev, A.R. Sharifullin, S.A. Vakhrushev [et al] // SPE-171242-MS. – 2014. - http://doi.org/10.2118/171242-MS
15. Complex approach to the design of acid treatment of carbonate reservoirs / Y. Trushin, A. Aleshchenko, K. Danilin [et al.] // SPE-196977-MS. – 2019. - http://doi.org/10.2118/196977-MS
16. Daccord G., Touboul E., Lenormand R. Carbonate acidizing: toward a quantitative model of the wormholing phenomenon // SPEJ – 1989. – V. 4. – N 1. – p. 63–68. - https://doi.org/10.2118/16887-PA
