Ученые ПНИПУ впервые смоделировали полный цикл кислотной обработки скважин для повышения добычи

Статья опубликована в журнале «Недропользование».

Карбонатные коллекторы — это подземные пласты-резервуары, представленные в основном известняками и доломитами. По статистике, на территории России содержание нефти в них составляет более 50% от всех запасов в стране. Однако их разработка часто нерентабельна из-за сложного строения и низкой проницаемости породы. В отличие от терригенных коллекторов, преимущественно состоящих из песчаников, где поры хорошо соединены между собой, в карбонатных часто имеются изолированные пространства — поры и трещины. Это значит, что нефть или газ, находящиеся в таком пространстве, труднее добывать. С развитием мировой экономики и истощением традиционных месторождений освоение таких сложных коллекторов становится необходимостью.

Стандартным решением для повышения продуктивности в карбонатных пластах является солянокислотная обработка скважины. Суть этого метода заключается в закачке в пласт раствора соляной кислоты, который вступает в химическую реакцию с породами, растворяя их. Это необходимо, чтобы создать разветвленную сеть высокопроводящих каналов, так называемых «червоточин». Они служат эффективными проводниками, обеспечивающими повышение добычи нефти или газа.

Прежде чем закачивать кислоту в реальный пласт, инженеры должны предсказать результат, чтобы рассчитать минимально достаточный объем раствора и спрогнозировать прирост добычи нефти. Однако стандартная методика лабораторных исследований предполагает закачку кислоты только до момента прорыва ее с противоположной стороны образца горной породы, т.е. до появления червоточины. На основании этого выявляется оптимальный объем и скорость закачки реагента.

Однако при этом не изучается дальнейшее влияние кислотной обработки, хотя в реальной скважине раствор продолжает фильтроваться еще некоторое время, взаимодействуя с горной породой.

Главная проблема этой технологии заключается в ее полной непредсказуемости при реальном применении. Если в лаборатории эксперты изучают только первый прорыв кислоты, а на месторождении реагент действует гораздо дольше, то изначальный прогноз окажется ошибочным. В результате инженер лишается возможности достоверно прогнозировать ключевые параметры обработки: глубину воздействия кислоты, как сильно вырастет проницаемость и не разрушится ли при этом порода вокруг скважины. Подобная неопределенность делает технологию рискованной и экономически неэффективной.

Ученые Пермского Политеха совместно с коллегами из ИПНГ РАН разработали уникальную методику, которая позволит более точно изучить полный цикл кислотной обработки карбонатных коллекторов.

На первом этапе исследователи отобрали 10 цилиндрических образцов керна с одного из месторождений России. Экспериментальную выборку тщательно подготовили: очистили от остатков нефти и пластовой воды, затем высушили и зафиксировали исходное визуальное состояние с помощью фотографий. Это обеспечило одинаковые стартовые условия для дальнейшего эксперимента.

На втором этапе были определены основные свойства образцов керна. Используя лабораторное оборудование, специалисты определили их характеристики: проницаемость, пористость и объемную плотность. Эти данные стали контрольными значениями для всех последующих измерений.

Поскольку конечной целью исследования было смоделировать реальный процесс в пласте, в образцах создавали остаточную водонасыщенность. Для этого их поместили в вакуум и пропитали минерализованной водой, чтобы заполнить все пустотное пространство. Это нужно для создания условий, как в естественном коллекторе, где в породе присутствует пластовая вода. После этого ее замещали керосином, который в эксперименте выступил альтернативой нефти. В итоге, перед началом основных испытаний внутреннее пространство образцов (поры и каналы) было заполнено так же, как и в реальном пласте.

Далее ученые моделировали пластовые условия с помощью специальной фильтрационной установки. Внутри нее создавали высокое всестороннее давление (до 46.7 МПа) и нагревали систему до пластовой температуры в 84°C. В этих смоделированных условиях через образцы закачивали раствор и замеряли их проницаемость, чтобы понять, как порода фильтрует нефть или газ в своем естественном состоянии.

После кислотного воздействия их промывали керосином для нейтрализации и удаления остатков реагента и снова измеряли показатели, чтобы оценить итоговый прирост. Фотографии образцов наглядно показали результат: в керне появились извилистые, растворенные кислотой сквозные каналы, так называемые «червоточины».

В результате для каждого из 10 образцов был сформирован парный массив данных: полная характеристика «до» и «после» кислотного воздействия, что и стало основой для последующего глубокого анализа. Эксперименты показали, что средняя проницаемость пород после кислотной обработки увеличилась в 6880 раз, средняя пористость на 17,4%, а плотность снизилась на 2,5%.

— На основании полученных данных мы также построили графики, показывающие, насколько вырастут пористость и проницаемость в зависимости от объёма пропущенного через пласт реагента. Полученные в ходе исследования результаты могут быть использованы для обновления существующего технического программного обеспечения. Так, инженеры-проектировщики получат рабочий инструмент для точного расчета: смогут ввести в модель данные конкретной скважины (начальную пористость, проницаемость) и задать ожидаемый прирост добычи, после чего программа автоматически определит оптимальный объем и скорость закачки кислоты, — рассказывает Сергей Попов, заведующий лабораторией института проблем нефти и газа РАН, доктор технических наук.

— Однако главное преимущество усовершенствованной методики — ее способность моделировать ключевой для практики параметр: влияние «дозы» кислоты на конечный результат. В отличие от традиционного подхода, который останавливается сразу после прорыва реагента через породу, новая методика продолжает закачку. Это позволяет впервые получить зависимости, показывающие, насколько именно изменятся проницаемость, пористость и плотность породы в зависимости от объёма закачанного реагента в околоскважинной зоне. Более того, проведенный расчет доказывает, что больший объем раствора качественно ближе к реальным условиям в скважине, чем традиционный эксперимент. В итоге, метод дает не просто констатацию улучшения показателей, а инструмент для их точного прогнозирования и управления процессом кислотной обработки, — отметил Сергей Чернышов, доктор технических наук, заведующий кафедрой «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ.

Методику в дальнейшем можно адаптировать и для других типов коллекторов, что дает универсальный инструмент для прогнозирования проницаемости многих месторождений страны. Инженеры смогут на основе лабораторных данных по конкретной породе быстро рассчитать оптимальные параметры ее химической обработки.