Кислотная обработка скважин: ученые Пермского Политеха увеличивают темпы выработки нефти

Статья опубликована в научно-техническом журнале «Георесурсы», № 2 за 2024 год. Исследование проведено в рамках реализации программы стратегического академического лидерства «Приоритет-2030».

В процессе соляно-кислотной обработки в пласт на значительном расстоянии от стенок скважины под давлением закачивается кислота. Она расширяет микротрещины и каналы, очищает их от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии, что увеличивает проницаемость и эффективности добычи нефти из карбонатных коллекторов. К ним относят известняки и доломиты (осадочные горные породы), именно они содержат 42% мировых запасов нефти.

Карбонатные коллекторы обладают невысокой пористостью (от 1 до 12%) — это свойство, которое определяется количеством пустот (пор, трещин) в горной породе, именно в них находится нефть, газ или вода. Но благодаря системе вертикальных и горизонтальных трещин такие коллекторы считаются высокопроницаемыми (хорошо пропускают через себя жидкости) и надежными для накопления полезных ресурсов.

От технологии проведения кислотной обработки скважины зависит образование сети дополнительных фильтрационных каналов, которые увеличивают продуктивность работ. На результат влияют технические параметры: объем, скорость и давление закачки кислотного состава, концентрация действующего вещества, продолжительность выдержки раствора на реакцию с горной породой и т.д.

Применяемые сейчас методы для планирования и прогнозирования эффективности кислотных обработок не позволяют принимать однозначные решения при выборе скважин-кандидатов и оценке потенциального результата мероприятий. Это связано с тем, что они направлены на конкретные геолого-физические или технологические параметры, но комплексный подход на результат стимуляции ранее не рассматривался.

Ученые Пермского Политеха разработали модель, которая точно описывает процесс кислотных обработок с учетом изменений всех ключевых параметров. Исследование провели на примере 35 образцов керна (частиц породы, извлеченной в процессе бурения) из 12 месторождений, содержащих более 20% остаточных извлекаемых запасов нефти.

У образцов определили проницаемость и пористость, а также провели насыщение пластовой водой в течение суток — это нужно, чтобы воссоздать остаточную водонасыщенность. В горных породах всегда в том или ином объеме присутствует вода и заполняет часть пустот. Во время моделирования кислотных обработок варьировались указанные технические параметры, все условия соответствовали пластовым, то есть отражали реальные процессы, происходящие в горных породах, расположенных около скважины.

— В ходе эксперимента мы установили, что чем выше давление закачки кислотного состава и его объема в пласт, тем лучше стимуляция — отдача полезных ископаемых горными породами. Наиболее высокая эффективность метода наблюдается на образцах керна с проницаемостью (пропускной способностью) менее 0,060 мкм2. Этому способствует увеличение давления «вливания» кислотного состава и его количества до 4 поровых объемов. Так развиваются протяженные червоточины — длинные каналы внутри пласта, по которым идет нефть, — поясняет Дмитрий Мартюшев, доктор технических наук, доцент кафедры " Нефтегазовые технологии" ПНИПУ.

— Мы также выяснили, что основной фактор, негативное влияющий на результат кислотной обработки — уровень содержания в образцах доломита, особенно при показателе более 13%. В этом случае необходимо увеличить скорость закачки кислотного состава до 8–20 см3/мин и выдержать его на реакцию более 4 часов, — комментирует Владимир Новиков, кандидат технических наук, старший научный сотрудник кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ.

Ученые Пермского Политеха разработали модель, которая учитывает все геолого-технологических параметры при кислотной обработке призабойной зоны скважины. Ее применение позволит увеличить темпы выработки запасов сырья и рентабельность процесса нефтедобычи.