КРИТЕРИИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ФИЗИКО–ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК: 622.245.54

КРИТЕРИИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

© В.Ф. Калинин

АО «Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики», г. Саратов

DOI:10.24412/1997-8316-2022-105-4-42

Аннотация: эффективность кислотной обработки карбонатных коллекторов зависит от выбора научно-обоснованной программы ее исполнения в соответствии с геолого-физическими условиями обрабатываемого пласта и физико-химическими особенностями механизма взаимодействия кислотного раствора с породой пласта. Рассмотрены критерии и методика выбора оптимальной технологии проведения кислотной обработки карбонатных коллекторов, исходя из их фильтрационно - емкостной и термобарической характеристик. Представлен высокоэффективный запатентованный способ проведения соляно-кислотной обработки в скважинах с полностью нарушенной гидродинамической связью с пластом, позволяющий получать промышленные притоки нефти и газа при существенном снижении затрат на реализацию процесса.

Ключевые слова: способ кислотной обработки карбонатных коллекторов, кислотно-солевой раствор, кольматация, призабойная зона.

E-mail: [email protected]

CRITERIA FOR CHOOSING THE OPTIMAL TECHNOLOGY TO INCREASE WELL PRODUCTIVITY BY PHYSICAL AND CHEMICAL METHODS IN CARBONATE

RESERVOIRS

© V. Kalinin

JSC Lower-Volga Research Institute of Geology and Geophysics, Saratov

Abstract: the effectiveness of acid treatment of carbonate reservoirs depends on the choice of a scientifically based program for its implementation in accordance with the geological and physical conditions of the treated formation and the physicochemical features of the mechanism of interaction of the acid solution with the formation rock. The criteria and methodology for choosing the optimal technology for acid treatment of carbonate reservoirs, based on their filtration-capacitive and thermobaric characteristics, are considered. A highly efficient patented method for carrying out hydrochloric acid treatment in wells with a completely broken hydrodynamic connection with the formation is presented, which makes it possible to obtain commercial oil and gas inflows while significantly reducing the cost of the process. Key words: method for acid treatment of carbonate reservoirs, acid-salt solution, clogging, bottomhole zone.

Выбор оптимальной технологии физико-химического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) определяется, прежде всего, геолого-физической характеристикой пласта, видами и масштабами осложнений, возникающих в ПЗП при заканчи-вании (цикл завершающих работ) скважин. Характер и масштабы возникающих осложнений в ПЗП зависят от восприимчивости самого пласта к развитию в нём различных негативных процессов, т.е. от литолого-фи-зической и термобарической характеристик пласта и физико-химических свойств пластовых флюидов, особенностей строения пласта и его поведения на всех этапах завершающих работ.

Согласно современным представлениям [1-5, 8 и др.], снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины при ее заканчивании и эксплуатации происходит вследствие развития в ПЗП следующих видов осложнений:

• кольматация ПЗП твердой фазой бурового раствора, цементного раствора, перфорационных жидкостей и жидкостей глушения скважин;

• набухание глинистой фазы коллектора при проникновении в ПЗП различных технологических жидкостей на водной основе, используемых при заканчивании скважин и их эксплуатации;

• изменение фазовой проницаемости для нефти и газа в ПЗП вследствие изменения ее водонасыщенности;

• образование водонефтяных эмульсий в ПЗП, которые в определенных геолого-физических условиях могут существенно снизить ее проницаемость;

• выпадение нерастворимых химических осадков в ПЗП при физико-химической несовместимости технологических и пластовых жидкостей;

• выпадение асфальто-смолистых и парафиновых отложений в ПЗП при изменении в ней термодинамических условий;

• металлизация, глинизация и уплотнение породы на стенках перфорационных каналов при вторичном вскрытии пласта методом кумулятивной перфорации. При вскрытии пласта, освоении и эксплуатации скважин происходит деформация породы-коллектора в ПЗП, усугубляю-

Рис. 1. Влияние радиуса призабойной ухудшенной зоны пласта г0 и коэффициента восстановления её проницаемости р=К1/К2 на величину параметра ОП скважины (1-4 соответственно при радиусе призабойной зоны пласта г0=0,25; 1,0; 5,0; 25м)

щая действие вышеуказанных осложнении. В зависимости от литолого-физической и термобарической характеристик пласта и физико-химических свойств пластовых флюидов на ухудшение проницаемости ПЗП могут влиять все факторы одновременно или только некоторые из них.

При этом геолого-физические свойства пласта предопределяют возможность развития тех или иных видов осложнений в ПЗП, снижающих естественную ее проницаемость, а технико-технологические факторы обуславливают степень и масштабы их вредного влияния на ухудшение проницаемости ПЗП.

В результате при их негативном сочетании вокруг скважины в процессе завершающих работ формируются две зоны с различной проницаемостью: призабойная зона с ухудшенной проницаемостью и удаленная зона с естественной проницаемостью. В этих условиях большая часть депрессии на пласт, до 60,0% и более, расходуется на преодоление фильтрационных сопротивлений слабопроницаемой призабойной зоны пласта.

В большей степени сказывается влияние ПЗП с ухудшенной проницаемостью на величине дебита скважины (рис. 1). Так, при-

забойная зона пласта, имеющая проницаемость в четыре раза меньшую, чем естественная проницаемость пласта, приводит к снижению потенциального дебита скважины более чем на 70,0 %, несмотря на то, что радиус ухудшенной ПЗП составляет всего лишь 0,2-0,4 м [6]. В результате при достаточно больших геометрических размерах призабойной зоны пласта с ухудшенной проницаемостью фактические дебиты скважин, как это видно из соотношения (1), могут оказаться низкими, нередко в десятки раз меньше их потенциального дебита, особенно при интенсивном проявлении в процессе вскрытия пласта всей совокупности негативно действующих факторов или отдельных из них.

0 =

2гк ИАР

П

1п^ + ^Чп^

1с к2 1о

(1)

где k¡, k2 - проницаемость призабойной и удаленной зоны пласта, мкм2; АР - величина депрессии на пласт при освоении скважины, МПа; Rk, г, гс - радиус контура питания пласта, радиус призабойной зоны пласта и радиус скважины, м; ^ - вязкость пластового флюида, мПа сек; h - толщина вскрытой части пласта, м; k /k - коэффи-

150

Рис. 2. Изменение степени закупорки пород перфорационных каналов в зависимости от проницаемости, водоотдачи, плотности раствора и забойного давления. 1-4 - в зависимости от проницаемости пласта, водоотдачи, плотности бурового раствора и забойного давления

циент восстановления проницаемости (в) призабойной зоны пласта.

Общие величины коэффициента восстановления проницаемости (Р) пласта в призабойной зоне скважины и параметра ОП = ^ Ф п (отношение фактической продуктивности скважины к её к потенциальной величине), отражающие негативное влияние различных факторов на снижение проницаемости пласта, определяются по формулам (2, 3 ).

$ = $1 # Ь # Ьз # Ь # ...Ьп (2)

где в, в2, в3, в4-в„ - коэффициенты восстановления проницаемости породы-коллектора пласта, характеризующие тот или иной вид осложнения, развивающийся в призабойной зоне пласта при заканчива-нии скважины.

ОП = ОП1 X ОП2 X ОПз X ОП4...ОПп =

п

1п^

1с

К2

(3)

С кф + кн Л $ 1п Гс + к2 1п Г„ )

где ОП, ОП2, ОПз, ОП4,...ОП - величины

Г ' ' ' п

параметра ОП, характеризующие влияние того или иного вида осложнения в приза-бойной зоне на изменение дебита скважины; kфf kн - фазовые проницаемости породы-коллектора для фильтрата бурового раствора и пластового флюида, мкм2; цф, ц - вязкости фильтрата бурового раствора и пластового флюида, мПа сек.

С другой стороны, в процессе восстановления проницаемости ПЗП физико-химическими или другими методами до ее первоначального (естественного) состояния фактический дебит скважины возрастает более чем в три раза, по сравнению с дебитом скважины до обработки ПЗП.

Характерно, что увеличение проницаемости ПЗП свыше ее естественной величины не приводит к столь заметному повышению продуктивности скважины, как это наблюдается при восстановлении естественной проницаемости пласта в призабой-ной зоне.

Исследованиями [6] показано, что даже в условиях, когда проницаемость пласта в призабойной зоне более чем в 1„ раз превышает её природное состояние, фак-

Рис. 3. Изменение глубины закупорки пород перфорационных каналов в зависимости от проницаемости, водоотдачи, плотности раствора и забойного давления. 1-4 - в зависимости от проницаемости, водоотдачи, плотности бурового раствора и забойного давления

тический дебит скважины увеличивается всего лишь в 1,1 - 1,2 раза, по сравнению с потенциальным, даже при радиусе ПЗП с повышенной проницаемостью, достигающей 0,5-1,0 м. Поэтому в работах, направленных на повышение продуктивности скважин, используют принцип достижения максимальной эффективности от работ по интенсификации притоков нефти и газа при минимуме затрат на реализацию процесса. В этой связи выбор оптимального метода повышения продуктивности скважин возможен на основе прогнозной оценки масштабов влияния тех или иных видов осложнений, развивающихся в ПЗП, на степень ухудшения её проницаемости в процессе заканчивания и эксплуатации скважин.

Очевидно, наибольший эффект может быть достигнут в случае применения метода физико-химического воздействия на ПЗП, соответствующего тем видам осложнений, которые в наибольшей степени ухудшают ее проницаемость.

КРИТЕРИИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ

ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

Имеющиеся в настоящее время возможности выбора наиболее эффективной технологии повышения продуктивности скважин, соответствующей литолого-фи-зической и фильтрационно-емкостной характеристике продуктивного пласта, пока еще используются не в полной мере. Это обусловлено сложностью прогнозирования видов осложнений, развивающихся в ПЗП; масштабами проявления и последствиями их негативного влияния на состояние гидродинамической связи пласта со скважиной; ограниченной литолого-физи-ческой характеристикой пласта и физико-химической характеристикой пластовых флюидов.

Дело в том, что состояние гидродинамической связи пласта со скважиной обуславливается не только при первичном вскрытии пласта в процессе бурения скважины, но и на этапе вторичного вскрытия пласта (перфорации).

Исследованиями [7 и др.] показано, что при кумулятивной перфорации пласта в среде бурового раствора, вследствие воздействия кратковременных, но очень высоких давлений (до 100,0 -200,0 МПа и более) и высоких температур (до 1000°С), происходит герметизация перфорационных каналов (до 20%) за счет продуктов неполного сгорания оболочек зарядов, металлизации и глинизации поверхности образующихся перфорационных каналов. Толщина образующегося уплотненного слоя на стенках каналов при этом в зависимости от типа бурового раствора, его плотности, водоотдачи, проницаемости пласта и величины забойного давления достигает L = 1,0-1,2 см, а проницаемость снижается в 1,6-11,8 раза (рис. № 2,3) [7]. В результате гидродинамическая эффективность перфорационных каналов под воздействием глинистого раствора в момент перфорации снижается до 10,0 % и менее от их потенциальных возможностей.

Вместе с тем образующиеся перфорационные отверстия в процессе перфорации в среде глинистого раствора оказываются плотно закупоренными глиной и утяжелителем под действием неоднократно повторяющихся залпов перфораторов [47] и др.

Важнейшими критериями, определяющими выбор метода интенсификации притоков нефти и газа, являются:

• тип коллектора (поровый, трещиноватый);

• пористость и проницаемость породы;

• удельная поверхность фильтрации породы;

• литологический состав породы-коллектора, в том числе карбонатность и глинистость;

• минералогический состав цемента в породе и характер его распределения;

• смачивание породы;

• физико-химические свойства пластовых флюидов (вязкость, плотность, содержание смол, асфальтенов, парафинов).

Важнейшими параметрами при проектировании работ по повышению продуктивности скважин являются такие свойства породы, как растворимость ее в различных кислотных растворах; влияние продуктов реакции, образующихся в результате взаимодействия породы с кислотным раствором на степень снижения её проницаемости; влияние самого рабочего раствора на степень увеличения проницаемости породы в зависимости от продолжительности реагирования его с породой пласта.

При всем многообразии литолого-физи-ческих свойств карбонатных коллекторов именно определение карбонатности породы и ее вещественного состава (известняки, доломиты или другие разновидности) является основой выбора типа кислотного раствора, а изучение структуры пустотного пространства, типа коллектора и его характерных особенностей, смачиваемости породы позволяют оптимизировать технологию физико-химического воздействия на ПЗП при освоении скважин.

В частности, если на основании лабораторных исследований кернового материала выявлено, что в литологическом составе породы доминирует карбонат кальция (более 65,„ %), то наиболее целесообразно применять для обработки пласта соляную кислоту повышенной концентрации. В тех случаях, когда в минералогическом составе породы кальцит частично или полностью замещен доломитом, в кислотный раствор (соляную кислоту) добавляют органические кислоты (уксусную или муравьиную) для повышения растворимости породы и увеличения глубины проникновения кислотного раствора в пласт в активном состоянии.

Методы физико-химического воздействия на ПЗП отличаются друг от друга механизмом увеличения проницаемости породы-коллектора в призабойной зоне пласта и эффективностью реализации потенциальной продуктивности скважин, а также должны соответствовать условию достижения максимальной эффективности при минимуме затрат на реализацию процесса.

Химические методы направлены на растворение породы-коллектора и увеличение ее проницаемости. Физические методы, в частности обработка ПЗП поверхностно-активными веществами (ПАВ), предназначены для разрушения водонефтяных эмульсий в ПЗП, изменения характера смачивания породы. Благодаря своим высокоэффективным моющим свойствам, позволяющим разрушать нефтяную пленку на поверхности породы, их способности многократно замедлять скорость реагирования кислотных растворов с породой пласта и облегчать вынос продуктов реакции кислотных растворов с породой из пласта ПАВ являются незаменимыми реагентами при применении химических методов увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

В качестве количественного критерия оптимизации, определяющего сравнение эффективности рассматриваемых методов физико-химического воздействия на ПЗП, принята величина параметра ОП (отношение продуктивностей) скважины. Данная величина характеризует эффективность реализации потенциальной продуктивности скважин при применении того или иного метода интенсификации притоков нефти и газа, и, в конечном счете, величину дополнительно добытой продукции из пласта при применении методов повышения продуктивности скважины.

Величина параметра ОП определяется в результате гидродинамических исследований скважин, соответственно для газовых

и нефтяных скважин количественно характеризуется соотношениями 4, 5.

ОП = — = =

ОПг 0г куд.

1с

2.30оА

(4)

ОПн = — = ^се- =

0н куд.

^ Кх1п^

_1_с_ _ _1с

1п^ + Ь1п^ 1Л50°

Гс 10

(5)

Величина параметра ОП скважины отражает потенциальные добывные возможности скважины в виде:

о = -0-

0п ОП.

(6)

где Qо - дебит скважины до остановки; Q и аг (а) - дебит гидродинамически несовершенной и гидродинамически совершенной скважины; в - коэффициент восстановления проницаемости приза-бойной зоны пласта, выражающий отношение величины проницаемости ПЗП к величине проницаемости пласта в удаленной зоне пласта, т.е. k ^ .; г - ради' пэ. уд. о Г

ус призабойной зоны пласта с ухудшенной проницаемостью; Rk, гс - соответственно радиус контура питания пласта и радиус скважины; kпр, kуд - проницаемость призабойной зоны с ухудшенной проницаемостью и удаленной зоны пласта; в1, А - коэффициенты фильтрационных сопротивлений пласта, определяемые по кривой восстановления давления (КВД) и индикаторной кривой в процессе гидродинамических исследований нефтяных скважин; I, К - угловой коэффициент и коэффициент продуктивности скважины, определяемые соответственно по КВД и индикаторной кривой в процессе гидродинамических исследований скважин; kc_p - величина проницаемости пласта с учетом призабойной зоны пласта с ухудшенной проницаемостью, определяемая по результатам гидродинамических исследований скважины на стационарных режимах фильтрации, т.е. по индикаторной кривой.

где ап - потенциальный (теоретический) дебит скважины (рассматривается как дебит скважины, вскрывшей нефте-(газо-) насыщенный пласт от кровли до подошвы, сохранив при этом его естественную проницаемость); а - фактический дебит скважины при определенной величине параметра ОП; ОП. - величина параметра ОП скважины, законченной бурением и находящейся в эксплуатации, позволяет выявить потенциальную (теоретическую) производительность скважины.

Вместе с тем величина параметра ОП1, определенная до проведения работ по повышению продуктивности скважин, и величина параметра ОП2, выявляемая после проведения работ по повышению продуктивности скважины, позволяют оценить количество дополнительно добытой нефти из скважины ДQ за определенный период времени Дt ее эксплуатации после работ по интенсификации притоков нефти и газа из соотношений 7, 8:

АQАt = (02- 00 Аt =

= 0п (ОП2-ОП1) Аt (7)

А0^ =0 2( Ш0пШ1) А (8)

где Аt - продолжительность периода эксплуатации скважины после проведения работ по интенсификации притоков нефти и газа.

Таким образом, по мере роста величины параметра ОП увеличивается количество дополнительно добытой продукции из скважины, а фактическая продуктивность скважины приближается к ее потенциальной.

Наряду с определением величины параметра ОП важным критерием оценки

состояния призабойной зоны пласта и ее влияния на степень реализации потенциальной продуктивности скважин является величина скин-фактора или скин-эффекта [3] . Оба параметра, действуя совместно, способствуют повышению оценки качества и эффективности применяемых методов по повышению продуктивности. Скин-эффект показывает силу гидравлических сопротивлений в ПЗП при движении в ней пластового флюида и тем самым характеризует степень реализации потенциального дебита скважин. Чем больше величина скин-эффекта, тем большая часть величины депрессии, воздействующей на пласт, расходуется на преодоление фильтрационных сопротивлений в ПЗП. Параметры определяются в результате гидродинамических исследований скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

Величина скин-эффекта S может быть установлена по формуле:

где

1п^

1с

{(От) -1}

(9)

При известной величине скин-эффекта S величина параметра ОП определяется следующим образом:

ОП =

1п^

1с

1п^ + Б

Гс

(1„)

или

Б = 1п_ГГс

1с пр.

(11)

где г - приведенный радиус скважины яв-

с пр. * Г ^

ляется интегральной величиной, отражающей влияние гидродинамического несовершенства скважины по степени, характеру и методу вскрытия пласта и определяется соотношением:

Гс пр. Гс е

(12)

Б = Бх + Б2 +

(13)

S2, S3 - соответственно величины скин-эффекта, обусловленные несовершенством скважины по степени, характеру и методу вскрытия пласта.

Скин-эффект (скин-фактор) - безразмерный параметр, количественно характеризующий относительные гидравлические потери при движении пластового флюида в призабойной зоне пласта. В тех случаях, когда методы интенсификации притоков нефти и газа способствуют увеличению проницаемости ПЗП и росту продуктивности скважины, скин-эффект имеет отрицательное значение. И наоборот, когда технико-технологическое воздействие на ПЗП сопровождается снижением проницаемости, скин-эффект имеет положительное значение, достигающее бесконечно максимальной величины при полном нарушении гидродинамической связи пласта со скважиной. В гидродинамически совершенной скважине, вскрывшей пласт с сохранением его естественной проницаемости, т.е. в условиях полной реализации потенциальной продуктивности скважины, скин-эффект равен нулю.

Выбор метода воздействия на ПЗП определяется технико-технологическими возможностями самого метода, геолого-техническими условиями скважины, литоло-го-физической характеристикой пласта и насыщающих его пластовых флюидов, видами и масштабами осложнений, развивающимися в ПЗП, стоимостью затрат на проведение работ и ожидаемым экономическим эффектом от его применения. Важнейшим резервом повышения продуктивности скважин является метод кислотной обработки призабойной зоны пласта, отличающийся исключительно высокой потенциальной эффективностью и успешностью при научно-обоснованной технологии его применения в различных геолого-физических условиях.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ

ОСОБЕННОСТИ МЕХАНИЗМА КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Опыт работ по освоению скважин, вскрывших карбонатные порово-трещин-ные и трещинные коллекторы, свидетельствует об их интенсивной кольматации в процессе бурения. В результате полностью или частично нарушается гидродинамическая связь пласта со скважиной, вследствие чего промышленные притоки нефти и газа в скважинах с закрытым забоем удается получить лишь после применения методов интенсификации притоков нефти и газа.

Изучение механизма кольматационных процессов карбонатных коллекторов поро-во-трещинного типа и в особенности трещиноватых коллекторов в лабораторных условиях на керновом материале позволило отметить, что трещины и микротрещины породы-коллектора полностью кольматиру-ются буровым раствором. По мере увеличения продолжительности контакта бурового раствора с пластом он постепенно обезвоживается и уплотняется, превращаясь в совершенно непроницаемую для кислотного раствора и пластового флюида массу.

Твердая фаза бурового раствора не проникает лишь в те поры, поперечные размеры которых меньше размеров частичек дисперсной фазы, образующих вместе с выбуренной породой, частично перешедшей в буровой раствор, слабопроницаемую кар-бонатно- или песчано-глинистую корку на торце образца.

Как показали результаты исследований, конечная проницаемость образца породы-коллектора порово-трещинного типа после воздействия бурового раствора составляла к=„,7 1„-15 мкм2 („,7 мД) при его начальной проницаемости к= „,3 мкм2 . При последующих действиях по декольматации породы-коллектора путём прокачки кислотного раствора через образец породы со стороны, подвергавшейся воздействию бурового раствора, было отмечено, что кис-

лотный раствор проникал в породу не через закольматированные трещины, а через тончайшие 1-3 поры и поровые каналы, расположенные по обе стороны от микротрещины. При этом процесс проникновения кислотного раствора (14%-й соляной кислоты) в образец породы происходил достаточно медленно (в течение 3„-4„ минут), по мере продвижения его по тонким поровым каналам и при весьма высоких градиентах давления до „,5-„,8 МПа/см, что соответствует в промысловых условиях давлениям на устье скважины в пределах 25,„-3„,„ МПа [8 и др.].

После прокачки кислотного раствора проницаемость образца увеличивалась с к= „,7 1„-15 мкм2 („,7 мД) до к=23,„ мкм2. При этом в образце сформировался сквозной канал растворения диаметром до 5 мм на входе кислотного раствора в образец и до 1,5 мм на выходе канала из него, а также несколько других более мелких каналов растворения [8].

Таким образом, проникновение кислоты определенной концентрации в призабой-ную зону пласта при высоких забойных давлениях, близких к давлению гидроразрыва пласта, через систему тонких поро-вых каналов, поперечные размеры которых порядка 1,„ мкм, является характерной особенностью кислотных обработок. В результате происходит растворение породы на стенках поровых каналов под действием кислотного раствора и образование высокопроводящих каналов растворения и фильтрации для пластового флюида в обход закольматированных трещин и микротрещин в пласте, где они и соединяются за пределами ПЗП с каналами фильтрации в удаленной зоне.

В расчете на 1,„ м толщины пласта образуются до 8„„ и более подобного рода высо-копроводящих каналов растворения, через которые и осуществляется приток нефти из пласта, достигающий, при достаточно большой толщине последнего, до 1„„ т/сут и более.

В процессе закачки кислотного раствора в карбонатные коллекторы порово-трещин-ного или трещинного типа действуют молекулярный и конвективный диффузионные механизмы обеспечения взаимоконтакта молекул кислотного раствора с молекулами породы-коллектора. Известно [10], что скорость реакции не может быть равномерной, поскольку зависит от частоты столкновений молекул реагентов между собой в процессе их взаимодействия, а в пластовых условиях от состояния поверхности породы и характера её смачивания (гидрофильная, гидрофобная, смешанная, мозаичная). Кроме того, скорость реакции возрастает пропорционально произведению концентраций реагентов в процессе их контакта и в определенной мере зависит от кинетической энергии движения молекул, т.е. от интенсивности развития диффузионных процессов, которые определяются термодинамическими условиями их контакта и физико-химическими свойствами самой среды. В частности, с увеличением температуры на 10-15°С скорость реакции кислотных растворов с карбонатами может увеличиться в 2-3 раза, а по мере повышения давления снижается.

Интенсивность развития молекулярной диффузии во многом зависит от физико-химических свойств самого кислотного раствора, его вязкости, плотности, состава и других факторов, влияющих на подвижность ионов и скорость реакции. Именно поэтому, стремясь замедлить скорость реагирования кислотного раствора с породой пласта и увеличить тем самым глубину проникновения кислотного раствора в активном состоянии, в пласт добавляют реагенты, повышающие его вязкость, плотность и т.д.

Механизм конвективной диффузии, в отличие от молекулярной, зависит от скорости перемещения, подтока свежей массы молекул к поверхности породы и замещения ими продуктов нейтрализации, что ведёт к ускорению процесса растворения

породы. А с другой стороны, скорость потока кислотного раствора должна быть оптимальной для предотвращения его полного истощения, но вместе с тем обеспечивается интенсивное растворение породы.

Сохранение в активном состоянии другой части массы молекул кислотного раствора достигается путём их форсированного перемещения вглубь пласта для растворения породы на большем удалении от стенки скважины, что способствует повышению эффективности кислотной обработки пласта.

ГЕОЛОГО - ФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫБОРА МЕТОДА КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Эффективность кислотных обработок карбонатных коллекторов определяется составом, концентрацией и количеством кислотного раствора, закачиваемого в пласт, минералогическим составом слагающих пласт пород, их трещиноватостью, составом кольматанта и степенью кольматации породы-коллектора.

Объектами кислотной обработки являются:

• карбонатные пласты, сложенные коллекторами трещинного типа, приток пластового флюида из которых в промышленных масштабах не представляется возможным без применения методов интенсификации, вследствие коль-матации их в процессе заканчивания скважин;

• карбонатные пласты, представленные коллекторами порово-трещинного типа со слаборазвитой трещиноватостью;

• карбонатные пласты, представленные коллекторами порового типа, проницаемость которых в призабойной зоне снизилась вследствие их кольматации и ги-дрофилизации;

• карбонатные пласты, представленные низкопроницаемыми коллекторами.

Объектами, неблагоприятными для кислотной обработки, являются карбонатные пласты с подошвенными или близкорасположенными контурными водами.

Исследование литолого-физической характеристики карбонатных коллекторов свидетельствует о довольно сложном строении их порового пространства, характеризующегося наличием мельчайших пор, микро- и макротрещин, каверн и других пустот, которые в процессе их первичного и вторичного вскрытия интенсивно кольма-тируются. Размеры пустот в карбонатных коллекторах изменяются от субкапилляров (менее 1 мкм) до каверн и трещин размером до 1 мм и более. Проницаемость пористых блоков (матрицы) составляет 0,0010,01 мкм2 и более, а в коллекторах трещинного типа, - 0,1-1,0 мкм2 и более.

Карбонатные коллекторы в основном представлены порово-трещинными, по-рово-кавернозными известняками и доло-митизированными породами с достаточно развитой трещиноватостью, в составе которых в разной степени присутствуют примеси различных по своему строению и минералогическому составу силикатных материалов [4]. Столь сложное строение пустотного пространства карбонатных коллекторов обуславливает их кольмата-цию в процессе вскрытия и при этом получение интенсивных притоков нефти и газа после проведения кислотных обработок пласта.

Таким образом, выбор оптимального метода и технологии физико-химического воздействия на ПЗП с целью максимального повышения продуктивности скважин осуществляется в условиях и в зависимости от широкого многообразия литолого-физических и химико-минералогических характеристик карбонатных коллекторов и особенностей строения их пустотного пространства.

При наличии в карбонатных коллекторах примесей железистых соединений (лимонита, гематита и др.) целесообразно увели-

чить концентрацию поверхностно-активных веществ и уксусной кислоты в кислотном растворе для снижения поверхностного натяжения на границе раздела нефти с кислотным раствором и продуктами реакции, обеспечивая таким образом условия для более эффективного выноса последних из пласта.

Для повышения продуктивности скважин, вскрывших мергелистые или глинистые карбонатные коллекторы, необходимо применять гидроразрыв пласта с закреплением трещин песком, так как при кислотной обработке пласта в момент растворения карбонатной составляющей остаётся значительное количество глинистых частиц, не растворяющихся в кислотном растворе и способных тем самым вызвать вторичную кольматацию пласта.

В скважинах, вскрывших карбонатные коллекторы, которые не содержат другие однородные примеси, целесообразно проведение гидрокислотных разрывов с закачкой в пласт до 3-4 м3 кислотного раствора на 1м толщины пласта для раскрытия естественных трещин в пласте и создания новых трещин гидроразрыва.

Для достижения значительного увеличения продуктивности скважин, вскрывших известняки и доломиты с интенсивной трещиноватостью, микротрещины которых заполнены кальцитом, необходимо закачивать в пласт кислотный раствор слабой концентрации, но в достаточно большом количестве. Это способствует растворению кальцита в микротрещинах и установлению гидродинамической связи скважины с системой трещин в пласте на значительном удалении от стенки скважины.

В условиях интенсивной кольматации трещинных коллекторов рекомендуется закачивать в пласт более высокие удельные объёмы кислотного раствора (в 2-3 раза и более), нежели объёмы, закачиваемые в пласт при обработке однородных и плотных карбонатных пород.

Характерные особенности строения порово-трещинных и трещинных коллекторов предопределяют, с одной стороны, глубокую их кольматацию в процессе вскрытия пласта, а с другой - интенсивные притоки нефти и газа после проведения кислотной обработки пласта при освоении скважин.

Выше отмечалось, что важным параметром, предопределяющим выбор научно-обоснованной эффективной технологии проведения кислотной обработки пласта, является их удельная поверхность фильтрации, которая определяет величину фильтрационной поверхности породы в единице ее объема.

Величина этого параметра для карбонатных коллекторов порового и трещинного типа определяется по формулам 14, 15:

Бф.п.

1184„

(14)

Б ф.т. , (15)

где ^ , ^ - удельная поверхность филь-

ф.п. ф.т. ^ 1 *

трации карбонатных коллекторов порово-го и трещинного типа, см2/см3; к - проницаемость породы-коллектора (мд); т - пористость породы (%); I - средний размер отдельного пористого блока трещиноватой среды, м.

Величина 8фт пропорциональна степени развития их трещиноватости и изменяется в пределах от 2,„1„-1см2/см3 при £=„,„5м до 1„-4см2/см3 при £=1„„ м.

Величина 8фп в десятки тысяч раз выше удельной поверхности порово-трещинных или трещиноватых коллекторов и достигает Sфn=3„„„-5„„„ см2/см3 и более по мере увеличения пористости породы и снижения ее проницаемости.

Удельная поверхность фильтрации коллекторов объективно отражает факт взаимодействия породы с флюидами, добываемыми или закачиваемыми в пласт при

использовании методов интенсификации притоков нефти и газа в освоении скважин.

От структуры пустотного пространства коллекторов зависит их фильтрационно-ёмкостная способность, механизм и масштабы кольматационных процессов и выбор технологии кислотной обработки пласта. Дело в том, что время нейтрализации кислотного раствора, закачиваемого в пласт, определяется соотношением объема порового пространства коллектора и поверхности контакта кислоты с породой, т.е. соотношением объема растворителя, приходящегося на единицу поверхности его контакта, с породой пласта. При этом время нейтрализации кислотного раствора обратно пропорционально величине удельной поверхности фильтрации породы.

Время нейтрализации кислотных растворов резко снижается (в 4 раза и более) по мере увеличения пластовой температуры от 25°С до 9„-1„„°С и выше, ограничивая тем самым глубину проникновения кислотного раствора в пласт в активном состоянии, что приводит к снижению эффективности обработки глубокозалегающих карбонатных пластов.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ОСОБЕННОСТИ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТОВ, ПРЕДСТАВЛЕННЫХ КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Кислотная обработка скважин производится с целью повышения их продуктивности путём очистки забоя, перфорационных каналов и призабойной зоны пласта от загрязнения материалами, снижающими ее производительность. В качестве кислотных растворов для обработки карбонатных коллекторов чаще всего применяются соляная и уксусная кислоты или их смеси, а также сульфаминовая, реже серная кислота, интенсивно реагирующие с карбонатными

породами-коллекторами. Процесс обработки происходит в соответствии с хорошо известными химическими реакциями.

Муравьиная кислота 2НСООН+СаСО3= =Са(НСОО)2+Н2О+СО2

Известняк. Соляная кислота

СаСО3+2НС1=СаС12+Н2О+СО2 (16) Доломит

СаСО^СО3+4НС1= =СаСI2+МgСI2+2Н2О+2СО2 (17) Уксусная кислота СаСО3+2СН3СООН= =Са(СН3СОО)2+Н2О+СО2 (18)

СаМg(СО3)2+4СH3СООH= =Cа(CH3СОО)2+М3g(CH3СОО)2+ +2Н2О+2СО2 (19)

Сидерит

FеСО3+2HC1=FeC13+H2О+СО2 (20)

FeCО3+2СH3СООH= =Fe(CH3С00)2+H20 +СО2 (21) Сульфаминовая кислота 2HS03NH2+СаС03= =Са(S03NH2)2+H20 +СО2 (22) Магнезит 2HS03NH2+MgС03= =Mg(S03NH2)2+H20+TO2 (23)

2HC00H+MgС03= =Mg(HC00)2+H20 +СО2

(25)

В результате этих реакций получаются соли кальция, магния и железа, которые хорошо растворяются в воде и остаются в виде раствора различной концентрации.

Сульфаминовая кислота при нормальных условиях представляет собой бело-пепельный порошок, хорошо растворимый в воде.

В таблице 1 представлены результаты исследований по растворимости карбонатов в кислотных растворах.

В 1 м3 воды при температуре, близкой к нулю, растворяется 146 кг сульфаминовой кислоты. С повышением температуры её растворимость возрастает, и при 80°С растворяется 470 кг [4].

Сульфаминовая кислота менее агрессивна, по сравнению с соляной кислотой, но применяется при температуре, не превышающей 80°С и не вызывающей разложение.

Таблица 1

Растворяющая способность различных кислот

Порода Тип кислотного раствора Объём породы, растворяемой 1 м3 раствора с содержанием кислоты (%), м3

5 10 15 30

ИЗВЕСТНЯК соляная кислота 0,026 0,053 0,082 0,175

муравьиная кислота 0,02 0,041 0,062 0,129

уксусная кислота 0,016 0,031 0,047 0,096

ДОЛОМИТ соляная кислота 0,023 0,046 0,071 0,152

муравьиная кислота 0,018 0,036 0,054 0,112

уксусная кислота 0,014 0,027 0,041 0,083

Скорость её реагирования с карбонатами в 5 раз ниже по сравнению с HCl.

Тип кислотного раствора, его рецептура и особенности кислотного воздействия на призабойную зону пластов определяются целым рядом геолого-технических и лито-лого-физических факторов, главными из которых являются:

• химическая растворимость и скорость растворения породы;

• продолжительность нейтрализации кислотного раствора;

• степень увеличения проницаемости породы при кислотном воздействии;

• пластовая температура и давление;

• конструкция забоя скважины;

• физико-химическая характеристика пластового флюида;

• удельная поверхность фильтрации породы;

• тип коллектора, пористость и проницаемость пласта.

Исследование кинетики растворения карбонатов в кислотных растворах показало, что наибольшая скорость растворения породы наблюдается в течение первых 2530 минут и степень растворимости карбона-

тов для 14%-й соляной кислоты составляет 79,0%, для 14%-й соляной кислоты + 12%-го хлористого кальция -77,0% (рис.4). Спустя 30 минут степень растворимости карбонатов резко замедляется, а через час процесс практически прекращается, и объем растворенного вещества достигает 80-90 % от исходного.

Скорость растворения карбонатов определяется их литолого-физическими свойствами и составляет С=13,8-1,1 г/м2 сек. для 10,0%-й НС1. Наибольшая скорость отмечается для чистых кальцитовых и доломити-зированных разностей, не содержащих значительных включений ангидрита. Скорость растворения плотных карбонатных пород несколько ниже, чем пористых.

Увеличение сульфатизации породы до 10-12% значительно замедляет процесс ее растворения. Незначительное влияние доломитизации на скорость взаимодействия кислоты с породой объясняется тем, что процесс доломитизации известняков сопровождается большим развитием удельной поверхности фильтрации. Это происходит за счет изменения структуры породы из плотной или органогенно-обломочной

Рис. 4. Зависимость растворимости карбонатной породы от времени и состава кислоты. 1 - 14% НИ; 2 - 14% НС1+12% Са02; 3 - 14% ^^2,5% КМЦ; 4 - 14% НС1+ 2% ОП-4; 5 - 14% НИ + 2% ОП-10; 6 - 14% НИ + 1% сульфонол

в тонкогранулированную, напоминающую по своему виду строение песчаника.

На скорость реакции кислоты с карбонатами существенно влияют физико-химические свойства насыщающей породу нефти:

• при смачивании карбонатов нефтью время реакции возрастает в 5 раз и более, что обусловлено наличием в ней прочного адсорбционного слоя из активных компонентов (смол, асфальтенов, парафинов и др.);

• концентрацию кислотного раствора выбирают в оптимальных пределах с учетом скорости растворения породы, продолжительности нейтрализации кислоты, её коррозионной активности и эмульгирующей способности.

При выборе концентрации соляной кислоты для проведения соляно-кислотной обработки (СКО) карбонатных коллекторов необходимо учитывать следующие положительные и отрицательные факторы, определяющие эффективность проведения СКО. В частности, положительными факторами являются:

• 28 %-я НС1 сохраняет свою активность в 5 раз дольше, чем 14-15%-я НС1, за счет снижения степени диссоциации кислоты при повышенных концентрациях;

• при нейтрализации кислоты с такой концентрацией выделяется большое количество углекислого газа, что замедляет реакцию НС1 с породой, снижает вязкость нефти, ускоряет процесс очистки пласта от продуктов реакции;

• продолжительность истощения 28%-й НС1 почти в 3 раза выше, по сравнению с тем же объемом 15%-й соляной кислоты.

К отрицательным моментам, ограничивающим применение высококонцентрированной соляной кислоты при проведении СКО карбонатных коллекторов, относятся следующие показатели:

• высокая скорость коррозии, особенно при больших температурах (увеличи-

вается в 2 и более раз по сравнению с 14%-й НС1);

• высокая плотность и вязкость продуктов реакции (хлористого кальция), что создает определенные трудности для извлечения их на поверхность;

• трудность их извлечения из пласта снижает эффективность кислотных обработок;

• увеличивается скорость растворения кальцита в 1,4 раза при увеличении концентрации НС1 от 15 % до 20-30 %;

• концентрированная соляная кислота, взаимодействуя с доломитами и известняками, частично растворяет гипс, который выпадает в осадок;

• необходимость своевременного извлечения продуктов реакции из пласта;

• при СКО увеличивается проницаемость пропластков с наиболее высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств;

• образуется большое количество гидроокиси железа в виде объемного осадка, который выпадает в пласте, снижая эффективность СКО;

• формирование гудронов при контакте высококонцентрированной НС1 с некоторыми типами нефти, не образующими таких соединений при применении 15%-й НС1;

• образование осадков нерастворимых солей типа гидратированного хлорида кальция и магния в результате реагирования 30%-й НС1 и доломита, который, отлагаясь на поверхности породы, может приостановить реакцию 30%-й НС1 с матрицей продуктивного пласта;

• скорость реакции 17%-й и 28%-й НС1 одинакова и ниже, чем при 20-24%-й НС1, поэтому надо строго применять 28%-ю НС1 для обеспечения проникновения кислоты в пласт на большую глубину.

Время нейтрализации основной части

активности кислоты карбонатной породой

прямо пропорционально объему кислоты,

приходящейся на единицу ее контакта с поверхностью породы. При высоких удельных поверхностях фильтрации породы реакция нейтрализации НС1 протекает очень быстро, и замедление процесса нейтрализации для создания каналов растворения в этом случае становится определяющим.

Соотношение между двумя указанными параметрами в процессе СКО довольно сильно изменяется по мере удаления от стенки скважины вглубь пласта. Также время нейтрализации карбонатов уксусной и сульфаминовой кислотами увеличивается в несколько раз по сравнению с НС1.

Таким образом, продолжительность нейтрализации кислотных растворов определяется их типом и рецептурой, литолого-физическими особенностями карбонатных коллекторов и термобарическими условиями пласта. Поэтому с целью обеспечения высокой эффективности проведения соля-но-кислотных обработок пласта на практике стремятся либо увеличить продолжительность нейтрализации кислотного раствора, либо ограничить продолжительность пребывания кислоты в пласте настолько, чтобы предотвратить выпадение нерастворимых осадков в ПЗП, в основном гидроокиси железа и других солей, которые образуются при полной нейтрализации соляной кислоты.

Для увеличения продолжительности нейтрализации кислотных растворов с кар-

бонатными коллекторами весьма эффективно используются загустители кислот, такие как клей КМЦ, сульфит-спиртовая барда (ССБ), смолы и синтетические полимеры. Кроме того, для обеспечения большей глубины проникновения кислоты в пласт в активном состоянии весьма успешно применяются гели, нефтекислотные эмульсии и пены [1-5 и др.].

Приведенные в таблице 2 данные о времени нейтрализации различных кислотных растворов с известняком Бедфорд при ширине трещин 6,1 мм и давлении 10,55 МПа свидетельствует о том, что при повышенных температурах, особенно свыше 121,1°С, уксусная кислота, эмульсии и химически замедленные кислоты могут быть наиболее предпочтительными кислотными растворами для обработки карбонатных коллекторов [2].

Существенно замедляют скорость реагирования кислоты с породой добавки ПАВ в кислотные растворы, которые, ад-сорбируясь на поверхности минералов породы-коллектора, уменьшают тем самым поверхность ее контакта с кислотой и увеличивают продолжительность времени ее нейтрализации.

В частности, добавка сульфонола к соляной кислоте в пределах 0,2-1,0% снижает скорость растворения породы более чем в 1,7 раза при t=40°С, а добавка ПАВ типа ОП-7 и ОП-10 в соляную кислоту приводит

Таблица 2. Время нейтрализации (в час) различных кислот с известняком Бедфорд

№ пп Тип кислотного раствора Температура опыта, °С

26 65,6 93,3 121,1

1 соляная кислота 0,5 0,3 0,2 -

2 загущенная кислота 0,75 0,45 - -

3 эмульсия 1,0 1,0 1,0 1,0

4 химически замедленная кислота 1-8 1-5 1-3 1,0

5 уксусная кислота 5 4 3 2

к снижению скорости реагирования кислоты с породой в 5-12 раз.

Загущение кислоты реагентами типа КМЦ и сульфит-спиртовой бардой снижает скорость нейтрализации кислоты.

Адсорбируясь на породе, КМЦ и ССБ преграждают доступ кислоты к ней, понижают интенсивность реагирования породы с кислотой. Важным преимуществом использования КМЦ и ССБ в качестве эффективных добавок к кислотным растворам является их повышенная термостойкость до 100°С и более, позволяющая успешно применять их в качестве загустителей кислотных растворов для обработки высокотемпературных глубокозалегающих пластов при освоении скважин.

Еще более интенсивное снижение скорости реагирования кислоты с породой пласта наблюдается при применении газированных (аэрированных) кислотных растворов (пены, парогаз (туман)), способствующих повышению степени охвата толщины пласта кислотным воздействием, увеличению глубины проникновения кислотного раствора в пласт в активном состоянии и созданию тем самым сети высокопроводящих дренажных каналов.

Применение газированных кислотных растворов, где в качестве газа применяется азот, углекислый газ, воздух, особенно эффективно при кислотной обработке низкопроницаемых поровых и порово-трещин-ных коллекторов. Газированные кислотные растворы по своему агрегатному состоянию представляют собой кислотный туман, где кислота находится в виде пара с размерами капелек кислоты до 2-7 мкм, что соизмеримо с размером поровых каналов.

Газированная кислотная смесь проникает в мельчайшие поровые каналы и микротрещины, куда кислота в виде жидкости не способна проникнуть из-за противодействия капиллярных сил. При этом по мере насыщения газа парами кислоты ее проникающая способность возрастает, так как снижается поверхностное натяжение на

границе с породой. В отличие от кислотного парогаза, кислотные пены имеют более узкую область применения, по сравнению с собственно газированными кислотными композициями, поскольку возможность применения кислотных пен ограничивается температурой пласта, пеногасящими свойствами нефти и соленостью воды по хлоридам. При солености воды по хлоридам 5% и более и пластовых температурах 60-85°С устойчивость пен мала, а при наличии слоя нефти над пеной последняя разрушается. Причина разрушения заключается в том, что размеры пузырьков пены, достигающие 1,0 мм и более, в десятки и сотни раз превышают поперечные размеры поровых каналов карбонатных коллекторов, вследствии чего закачка кислотной пены в пласт сопровождается расслоением ее на газовую и жидкую фазы.

Процесс пенокислотной обработки карбонатных коллекторов еще больше осложняется в скважинах, законченных бурением, поскольку в результате кольматации ПЗП происходит закупорка крупных поровых каналов, микро- и макротрещин. Незакупо-ренными остаются поровые каналы крайне малых размеров, диаметр которых намного меньше пузырьков кислотной пены. А это означает, что возможность для проникновения пузырьков кислотной пены в ПЗП при освоении скважин, законченных бурением, становится еще более низкой.

Применение нефтекислотных эмульсий (НКЭ), размеры глобул которых в десятки раз меньше размеров пузырьков пены ^гл=0,01-0,12 мм), более эффективно, по сравнению с пенокислотными растворами, вследствие высокой их проникающей способности в низкопроницаемые пласты и повышения таким образом степени охвата толщины пласта кислотной обработкой. Нефтекислотные эмульсии существенно замедляют скорость нейтрализации кислотных растворов в высокотемпературных пластах, поскольку кислота находится в виде мелкодисперсной фазы, а нефть или нефте-

продукты являются при этом дисперсионной средой.

Обволакивая капли кислоты (глобулы) довольно прочной оболочкой, нефть или нефтепродукты предотвращают взаимодействие кислоты с породой и металлом нефтепромыслового оборудования на период стабильности нефтекислотной эмульсии.

Свойство вязкоупругости эмульсий позволяет в значительной степени увеличить охват толщины пласта кислотным воздействием и вовлечь в разработку в условиях неоднородного по проницаемости пласта большее количество разнопроницаемых пропластков, обеспечивая тем самым равномерную их нефтеотдачу. Вместе с тем вследствие повышенной вязкости НКЭ и определенной дисперсности кислотной фазы в растворе область применения неф-текислотных эмульсий ограничена трещинными, трещинно-поровыми и тре-щинно-кавернозными коллекторами, характеризующимися достаточно высокой раскрытостью микро- и макротрещин, по крайней мере превышающей размеры глобул кислоты в НКЭ.

Влияние в пласте термобарических условий на продолжительность нейтрализации кислотного раствора зависит от фазового состояния углекислого газа, выделяющегося в процессе реагирования кислотного раствора с карбонатами. При термобарических условиях, превышающих критическую температуру ^ кр=+31°С) и критическое давление (Ркр=7,29 МПа), углекислый газ находится в газообразном состоянии, а это означает, что при всплытии пузырьков газа происходит интенсивное перемешивание кислотного раствора, приводящего к ускорению реакции [2]. При этом скорость всплытия пузырьков газа возрастает по мере укрупнения их размеров, что в обратно пропорциональной зависимости обусловлено величиной пластового давления. Поэтому по мере повышения пластового давления уменьшаются размеры пузырьков выделяющегося

углекислого газа, снижается скорость их всплытия и интенсивность перемешивания кислотного раствора, что приводит к замедлению реакции.

В условиях высоких температур нейтрализация кислотных растворов в карбонатных пластах чрезвычайно ускоряется, кислота теряет свою активность на весьма малом расстоянии от стенки скважины, что снижает эффективность обработки.

С ростом температуры от 25 до 159°С при давлении Р=30,0 МПа время нейтрализации 14%-й НС1 (на 90%) снижается со 160 мин до 25 мин при соотношении см3/см2. Повышение давления при t=100°С от 2,5 МПа до 32,5 МПа приводит к увеличению времени нейтрализации от 6 мин до 43 мин, т.е. почти в 7 раз.

Результаты выполненных нами лабораторных исследований на керновом материале показали, что степень увеличения проницаемости карбонатных коллекторов при проникновении в него кислотного раствора возрастает в 1000-10000 раз и более. На торцах образца после воздействия кислотного раствора образовались каналы растворения воронкообразной формы диаметром 3-8 мм и глубиной до 12-16 мм, а также целый ряд более мелких сквозных каналов растворения размером до 1 мм.

В трещинно-поровых коллекторах закачка соляно-кислотного раствора приводит к расширению трещин и улучшению их сообщаемости с пористыми блоками за счет разъедания поровых фильтрационных каналов в пористых блоках по обе стороны от стенок трещины, в результате чего производительность скважины многократно возрастает.

Обработка трещинных коллекторов соляной кислотой приводит к расширению, углублению и соединению трещин между собой, в результате повышается производительность скважин в десятки раз и более. Оптимизация процесса кислотной обработки пласта при этом достигается в пределах действующих ограничений,

которыми являются продолжительность нейтрализации кислотного раствора в пласте и минимум затрат на реализацию процесса.

Очевидно, эффективное решение поставленной задачи возможно при:

• обеспечении оптимального темпа закачки кислотного раствора в пласт, достаточного для формирования высокопро-водящих трещин-каналов в пласте, по которым кислотный раствор в активном состоянии мог бы проникать в пласт на максимальную глубину в течение заданного времени его нейтрализации;

• увеличении продолжительности времени нейтрализации кислотного раствора в пласте путём подбора композиции кислотного раствора замедленного реагирования.

Продолжительность нейтрализации кислотного раствора в пластовых условиях зависит от механизма поступления молекул кислотного раствора к реагирующей поверхности породы-коллектора.

При закачке кислотного раствора в пласт доставка молекул к реагирующей поверхности реализуется способом молекулярной и конвективной диффузии [10].

При оптимальном их сочетании - выборе композиции кислотного раствора, максимальной скорости и давления нагнетания его в пласт, перемещения в пустотном пространстве породы-коллектора, обеспечивающем турбулентный режим инфильтрации кислотного раствора в пласт, происходит интенсивное перемешивание кислотного раствора в каналах растворения. Также усиливается конвективная диффузия ионов в кислотном растворе и сохраняется постоянная концентрация кислотного раствора на поверхности контакта его с породой пласта.

Регулированием расхода и давления, активности и концентрации кислот ПАВ, а также объёма закачиваемого кислотного раствора в пласт обеспечиваются условия для проникновения жидкости в активном

состоянии на большое расстояние от стенки скважины.

Высокая скорость реакции соляно-кис-лотного раствора с карбонатными породами в сочетании с большой удельной поверхностью фильтрации породы, достигающей Б . =12000-15000 см2/см3, не позволяют

уд.ф.

при низкой приёмистости пласта обеспечить глубокое проникновение кислотного раствора в пласт в активном состоянии. Поэтому простые кислотные обработки не дают ощутимого результата. В нефтепромысловой практике для повышения эффективности кислотных обработок при освоении скважин применяют композиции кислотного раствора с замедленной скоростью реагирования его с породой пласта.

Применение такого типа кислотного раствора в сочетании с высоким темпом закачки его в пласт, обеспечивающим раскрытие естественных микротрещин в пласте или создание новых, позволяет достичь большей глубины проникновения кислотного раствора в пласт.

Наличие глинистой фазы в составе карбонатной породы усложняет процесс кислотной обработки пласта вследствие того, что скорость растворения глинистых минералов в кислотном растворе ниже скорости растворения в них карбонатов. Поэтому для выравнивания скоростей их реагирования в кислотный раствор добавляют замедляющие реагенты.

Порода-коллектор в пластовых условиях имеет смешанную мозаичную смачиваемость, т.е. определенная часть поверхности породы покрыта плёнкой нефти, а другая часть остаётся гидрофильной. Это обусловлено наличием тончайших пор на поверхности породы, заполненных связанной водой, недоступных для проникновения в них нефти из-за противодействия капиллярных сил в поровых каналах, имеющих противоположную направленность и большую величину, по крайней мере превышающую капиллярное давление со стороны нефти, а также, вероятно, и вследствие наличия

глинистых минералов в составе породы, остающихся гидрофильными.

Наличие пленки нефти на поверхности породы-коллектора препятствует её непосредственному контакту с кислотным раствором. Для доступа раствора к поверхности породы необходимо пленку разрушить, что достигается путем добавления в кислотный раствор ПАВ, весьма эффективным из которых является сульфонол. Разрушая и удаляя пленку нефти, он обеспечивает доступ кислотного раствора к поверхности породы, покрытой пленкой нефти, и инициирует тем самым интенсивное развитие реакции.

Важным реагентом, нередко входящим в состав кислотного раствора, является уксусная кислота. Она замедляет скорость реагирования кислотного раствора с карбонатной породой в 4-5 раз, по сравнению с соляной кислотой, что позволяет увеличить глубину проникновения кислотного раствора в пласт на гораздо большее расстояние. Однако её применение ограничено температурами (до 70°С).

При более высоких температурах (до 90°С) применяется лимонная кислота (С6Н807) — наиболее дешевая и высокоэффективная из числа известных кислот, используемых для этих целей. При взаимодействии лимонной кислоты с железосодержащими соединениями образуется, как видно из химической реакции, комплекс, растворимый даже при рН > 2,7.

МНС03)2+С6Н807= =С6Н607^ +2Н2СО3

(26)

Это позволяет повысить эффективность кислотной обработки, так как добавление лимонной или уксусной кислоты в кислотный раствор предотвращает развитие вторичного процесса кольматации пласта продуктами реагирования (гидроокисью железа и алюминия).

Образующиеся при гидролизе хлористых соединений железа и глинозёма осад-

ки выпадают в весьма большом количестве в ПЗП, особенно при закачке большого объёма кислотного раствора в пласт.

При прокачке кислотного раствора по насосно-компрессорным трубам (НКТ) из накипи окислов железа на внутренней поверхности труб, переходящей в кислотный раствор в виде хлористого железа, и в дальнейшем поступающей в ПЗП, может в процессе нейтрализации кислотного раствора выпасть до 40-50 кг хлопьевидного, геле-образного осадка Fe(ОH)3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта, даже если скважина небольшой глубины (Нскв=1700м) [4]. А если порода пласта содержит до 1,0% окислов железа в составе глинистых минералов, то количество выпадающего осадка в ПЗП радиусом R=1 м увеличивается до 90 кг на каждый 1 м обрабатываемой толщины пласта. Этот процесс ещё больше усугубляется из-за наличия в составе глинистого вещества глинозёма (А12О3), содержание которого, как и окислов железа в составе глинистого вещества породы-коллектора, зависит как от глинистости породы-коллектора, так и от минералогического состава глинистой фазы коллектора и составляет [12]:

• в каолинитовых глинах окислов железа

до 1,98%, а глинозёма до 37,85%;

• в хлоритах до 11,3 % и глинозёма 16,5%;

• в иллитовых глинах окислов железа от

3,2 % до 4,9 %, а глинозёма до 21-23 %;

• в смектитовых глинах окислов железа до

1,18-1,3%.

Специфика процесса реагирования кислотного раствора с карбонатами заключается в том, что уже при кислотности раствора рН = 2-4 хлориды железа FеСl3 гидролизу-ются и выпадают в виде гелей, хлопьевидного объёмного осадка в виде Fе(ОH)3, а гидролиз FеCl2 происходит при рН =6-9, т.е. в условиях полной нейтрализации кислотного раствора при полном истощении его химической энергии.

Пагубное влияние вторичной кольмата-ции пласта продуктами реакции особенно

интенсивно проявляется на фронте нагнетания кислоты в пласт, где она с опережающим темпом истощается, образуя круговую зону пониженной проницаемости.

Извлечение продуктов реакции из этой фронтальной зоны происходит лишь в заключительной стадии, после удаления продуктов реакции из зоны, непосредственно примыкающей к стенке скважины, а также близкорасположенной к ней зоны.

Этот процесс усугубляется ещё и тем, что градиенты давления при создании депрессии на пласт при вызове притока из пласта, как видно из формулы 27, убывают по мере удаления от стенки скважины и могут оказаться при низких депрессиях на пласт на большом удалении от стенки скважины. Расстояние может быть недостаточным для извлечения продуктов реакции из пласта.

£ = (27)

dr (1п% ^ '

где dp/dr - градиент давления при плоско -радиальной фильтрации пластового флюида от контура питания пласта к забою скважины, МПа/м; Р , Р - соответственно

пл с

пластовое и забойное давление, МПа; (Р -

' 1 пл

Р )— величина депрессии на пласт, МПа; Як, гс - соответственно радиус контура питания пласта и радиус скважины, м; г - расстояние от оси скважины до точки, в которой определяется градиент давления, м.

Поэтому при планировании операции по кислотной обработке пласта необходимо учитывать всё многообразие геолого-физических и технико-технологических факторов, влияющих на её эффективность.

Характерной особенностью кислотной обработки пласта является и такой неотъемлемый фактор, присущий процессу закачки кислотного раствора в пласт с помощью поршневых насосов типа ЦА-320, ЦА-400 и др., аналогичных насосным агрегатам, как генерация с различной частотой и интенсивностью гидравлических ударов на пласт. Это порождает знакопеременные

низкочастотные колебания в ПЗП с различной амплитудой (2,0-3,0 МПа) и частотой (0,26 - 2,6 Гц) в зависимости от типа агрегата и режима его работы, приводящие к разуплотнению кольматанта, разрушению эмульсий, снижению вязкости пластового флюида в ПЗП, способствующих восстановлению гидродинамической связи пласта со скважиной и улучшению условий для закачки кислотного раствора в пласт.

Возникающие при этом гидродинамические волны давления распространяются вглубь пласта на достаточно большие расстояния. В результате интерференции отражённых волн в пласте возникают резонансные явления, сопровождающиеся микроги-дроразрывом пласта и образованием в нём сети микротрещин, в которые проникает кислотный раствор, растворяющий породу на их поверхности и увеличивающий их пропускную способность.

Кислотная обработка пласта по существу сопровождается элементами вибровоздействия на пласт, обуславливающими более высокую эффективность восстановления гидродинамической связи пласта со скважиной, по сравнению с обычной технологией установки кислотных ванн. Данный эффект используется при освоении скважин методом переменных давлений, когда для восстановления гидродинамической связи скважины с пластом периодически возобновляют процесс создания гидрокислотных ударов на пласт путём резкого снижения и подъёма давления на устье скважины, инициирующих волновые явления в ПЗП, способствующие разуплотнению и разрыхлению кольматанта в ПЗП.

ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ВЫБОРА СПОСОБА КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

Технологические особенности проведения кислотной обработки скважины опре-

деляются целым рядом требований, главными из которых являются:

• обеспечение максимальной глубины проникновения кислотного раствора в пласт в активном состоянии;

• максимальная степень охвата толщины пласта кислотным воздействием;

• извлечение продуктов реакции из пласта или их оттеснение от забоя скважины вглубь пласта с целью их рассеивания;

• оптимальное сочетание кислотного воздействия на пласт с другими методами воздействия на ПЗП (термокислотная обработка, импульсная и др.).

Выбор того или иного вида и технологии проведения кислотной обработки определяется геолого-техническими условиями скважины, типом коллектора, термобарической характеристикой, неоднородностью пласта по проницаемости, т.е. наличием в разрезе пласта и одного или нескольких пропластков с различной проницаемостью.

При проведении кислотной обработки карбонатных коллекторов первой, крайне необходимой операцией, предшествующей закачке кислотного раствора в пласт, является установка так называемой динамической кислотной ванны. Суть её, в отличие от статической кислотной ванны, состоит в активизации процесса очистки перфорационных каналов и восстановлении их пропускной способности путём плосковеерной гидромониторной промывки их с помощью высоконапорных струй кислотного раствора, распыляемых посредством забойного устройства, которое спускается на НКТ в интервал перфорации. Данная операция характеризуется более эффективным конвективным механизмом диффузии (доступа) молекул кислотного раствора к поверхности породы, где контакт молекул раствора происходит за счёт механизма пассивной молекулярной диффузии.

В результате очистки перфорационных отверстий подключается к работе вся вскрытая перфорацией часть пласта, тогда как при использовании статической кислот-

ной ванны, или без неё, удаётся восстановить его первоначальную проницаемость не более чем на 50%. После проводится кислотная обработка пласта на форсированных режимах закачки кислотного раствора в пласт, при которых обеспечивается:

• глубокое проникновение кислотного раствора в пласт в активном состоянии;

• активное проникновение кислотного раствора не только в высокопроницаемые пропластки, но и в низкопроницаемые, в которые кислотный раствор проникает лишь при высоких давлениях;

• снижение продолжительности времени контакта кислоты с металлом при закачке в пласт одного и того же количества кислотного раствора.

Применение данной технология позволило во много раз повысить производительность скважин, как это наблюдалось при освоении скважин на многих месторождениях Саратовского Поволжья и Западной Сибири.

Характерной особенностью влияния кислотной обработки карбонатных порово-трещинных коллекторов является то, что при равных удельных объемах закачиваемой кислоты в пласт эффективность СКО может быть различной, что обусловлено степенью развитости трещиноватости коллектора в районе скважины. Так, в поровом карбонатном коллекторе с пористостью до 20 % и толщине пласта до 3 м закачка кислоты в объеме 2,0 м3 обеспечит глубину обработки ПЗП в пределах 1 м, однако тот же самый объем кислоты может в трещинном коллекторе расширить единичную трещину длиной до 30 м на 4 мм.

Повышение продуктивности скважин под воздействием кислотного раствора в значительной мере зависит от литотипа породы-коллектора. Так, величина коэффициента эффективной трещиноватости карбонатных коллекторов евлано-ливенских отложений по 35-ти скважинам Белокаменного месторождения изменяется в довольно узких пределах (ттэ = 0,116-0,489%)

и лишь по отдельным скважинам (скв. 57, 46 и 24) величина т составляет, соответ-

' т.э. 1

ственно, 0,564%, 0,61% и 1,47%.

Ёмкость коллектора трещинного типа, достигающая 1,0-2,5%, характеризует пласты с интенсивной степенью трещиновато-сти.

Опыт освоения скважин, законченных бурением на месторождениях Саратовского Поволжья, свидетельствует о том, что резкое повышение их производительности в результате проведения СКО обусловлено восстановлением гидродинамической связи скважины с системой трещин в пласте, по которым осуществляется основной приток нефти к забою скважины.

Исследование влияния кислотных обработок карбонатных коллекторов на повышение производительности скважин показало, что их эффективность определяется целым рядом факторов, главными из которых являются максимальная глубина проникновения кислоты в пласт в активном состоянии и своевременное, достаточно быстрое извлечение продуктов реакции из пласта, обусловленное высокой скоростью реагирования соляной кислоты с карбонатами в пластовых условиях.

Решение поставленной задачи достигается при максимальной объемной скорости закачки соляно-кислотного раствора в пласт; при применении кислоты достаточно высокой концентрации; при ограничении продолжительности реагирования кислоты с породой пласта до безопасных пределов, при которых предотвращается выпадение продуктов реакции в пласте.

Увеличение глубины обработки ПЗП сопровождается непропорционально резким увеличением объема закачиваемой кислоты в пласт и быстрой нейтрализацией его в пластовых условиях вследствие увеличения поверхности контакта породы с кислотным раствором. В связи с этим повышение концентрации кислотного раствора в композиции с замедлителями скорости реакции кислоты с породой, с одновременным уве-

личением объемной скорости закачки его в пласт, в определенной мере способствует увеличению глубины проникновения кислоты в пласт в активном состоянии, обеспечивая тем самым повышение эффективности СКО.

ВЫБОР РЕЦЕПТУРЫ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

Основные тенденции решения этой проблемы связаны с подбором реагентов-замедлителей скорости реакции соляной кислоты с породой и с выбором реагентов-стабилизаторов и интенсификаторов, которые предотвращают не только выпадение осадков в призабойной зоне пласта, но и облегчают их вынос из пласта. Изучение механизма взаимодействия соляно-кислотных растворов с карбонатами в пластовых условиях показало, что скорость реакции кислоты с породой, особенно в глубоких высокотемпературных скважинах, весьма высока. Поэтому с целью обеспечения высокой эффективности СКО на практике стремятся ограничить продолжительность пребывания кислоты в пласте, чтобы сохранить кислую среду в ПЗП на более длительное время и тем самым предотвратить выпадение нерастворимых осадков в ПЗП гидроокиси железа и других продуктов реакции, образующихся при полной нейтрализации HCl.

Это достигается добавлением в состав кислотного раствора стабилизаторов - уксусной и лимонной кислоты, которые реагируют с карбонатами гораздо медленнее, чем соляная кислота, и, вступая в реакцию с ионами железа и алюминия, образуют, как ранее было показано, растворимые соли этих кислот, предотвращая тем самым образование и выпадение нерастворимых соединений в гелеобразный осадок в поровых каналах.

Недостатком использования уксусной кислоты в качестве стабилизатора является то, что образуемый ею совместно с трехвалентным железом комплекс устойчив при температуре до 50-60°С. При более высоких температурах (80-90°С) использование данного стабилизатора в кислотных растворах не предупреждает опасность выпадения в призабойной зоне нерастворимых соединений трехвалентного железа.

Рекомендуемое количество уксусной кислоты на 1 м3 15%-й соляной кислоты составляет 50 кг, а лимонной кислоты - 20 кг.

В отношении использования лимонной кислоты в качестве стабилизатора следует отметить, что ее дозировка в кислотном растворе не должна превышать количество трехвалентного железа. В противном случае лимонная кислота образует с ионами кальция нерастворимые осадки в виде цитрата кальция [4].

Следует помнить, что концентрированная уксусная кислота в определенной мере нетехнологична, так как при температуре ниже 16°С она кристаллизуется, и растворение ее в емкостях с соляной кислотой затруднено.

В результате лабораторных исследований были разработаны рецептуры кислотного раствора, включающие в качестве стабилизаторов сернокислый и сернистокислый натрий, которые, вступая в реакцию с ионами железа, образуют растворимые соли серной и сернистой кислоты.

При кислотных обработках нефтяных пластов в призабойной зоне могут образовываться стойкие эмульсии, вязкостью в десять раз и более превышающей вязкость нефти. Это затрудняет приток нефти в скважину, осложняет ее освоение, снижает эффективность СКО.

С целью предотвращения возможного образования эмульсий в ПЗП в кислотные растворы добавляются интенсификаторы, необходимые как для разрушения эмульсий, так и для улучшения фильтруемости кислотных растворов в пласт и для пре-

дупреждения блокировки ПЗП продуктами реакции. В качестве интенсификаторов весьма эффективно применяются поверхностно-активные вещества (ПАВ), в частности сульфонол и т.п.

На основании выполненных лабораторных исследований (рис.2) нами разработана рецептура кислотного раствора для обработки карбонатных коллекторов следующего состава:

• 14 % НС1

• 4 % СН3СООН

• 1,0 % сульфонола

• 0,01 - 0,15% сернокислого натрия. Расчётное количество рабочего соляно-

кислотного раствора, необходимой концентрации для обработки пласта определяется из соотношения:

^С Р1 =^С2 Р2

(28)

где V, С1, р1 - объём, концентрация и плотность товарной кислоты; V., С2, р2 - объём, концентрация и плотность разведённого рабочего кислотного раствора.

В соответствии с формулой (28), количество товарной соляной кислоты 24% концентрации, необходимой для приготовления 1 м3 рабочего кислотного раствора 14 % концентрации, составит:

_ У2 С 2 Р2 _

У1 _

С1Р1

1,0м314%1,0693г/см3 24%1,1209г/см3

= 0,556м3

Необходимое количество уксусной кислоты 100% концентрации для получения заданной концентрации в рабочем кислотном растворе соляной кислоты определяется в расчёте на 1м3 из соотношения:

q = ар 10 кг

( 29)

где q - количество уксусной кислоты 100% концентрации, кг; а - заданное процентное содержание уксусной кислоты в рабочем

растворе соляной кислоты; р

заданная

плотность рабочего раствора соляной кислоты, г/см3.

Скорость растворения карбонатов при применении данного 14%-го соляно-кис-лотного раствора составляет С=2,82 г/м2 сек, что в 5,67 раз ниже, чем при применении 28,0 %-ой НС1.

Кинетика растворения карбонатных пород в кислотных растворах показывает, что реакция кислоты с породой протекает весьма быстро (рис.4).

Характерно, что добавление хлорида кальция в соляно-кислотный раствор для обработки карбонатных пластов замедляет скорость реагирования кислотного раствора с карбонатами пропорционально его концентрации в растворе, что позволяет использовать его в качестве ионного замедлителя реакции. Объясняется это тем, что в кислотно-солевом растворе развиваются противоборствующие процессы, характеризующиеся снижением диффузионной подвижности протона H+ через механизм разрушения структуры воды и концентрирования HCl.

Исследованиями [5] показано, что введение значительного количества хлорида кальция (до 40% и более) в растворы соляной кислоты (15-35% концентрации) приводит к замедлению скорости её реакции с карбонатами в 2,9 - 5,0 раз и более при пластовой температуре t=100°C и пластовом давлении Р=20 МПа. При растворении хлорида кальция в соляной кислоте происходит дополнительное искусственное концентрирование кислотного раствора под воздействием гидратирующихся ионов и молекул электролитов пропорционально количеству растворённого хлорида кальция или другой неорганической соли. Например, при растворении 100 г неорганической соли в 1,0 л 10,0 %-й HCl (100 г HCl на 1 л воды) изменяется соотношение содержания кислоты к объёму свободной воды в данном растворе (даже без её гидратного связывания) до 100,0 г HCl на 0,9 л свободной воды, и концентрация кислоты в рас-

творе составит 11,1 % HCl, т.е. увеличится в 1,11 раза.

Соответственно при растворении 300 г неорганической соли в 10,0%-й HCl это соотношение изменится до 100,0 г HCl на 0,6л свободной воды, т.е. концентрация HCl в воде фактически увеличится в 1,66 раза и составит 16,6 %.

Концентрационные избытки любых электролитов вызывают конкурентную борьбу за свободные молекулы воды в кислотном растворе и способствуют практически полному их связыванию в гидратные оболочки ближнего окружения ионов. Предельное же насыщение кислотного раствора электролитами приводит к падению степени диссоциации всех присутствующих молекул с преобладанием ионно-парного или молекулярного механизма перемещения. Такого рода искусственное увеличение концентрации кислоты в кислотно-солевом растворе способствует прогрессирующему замедлению скорости её реакции с карбонатами при дополнительном содержании электролитов.

С увеличением концентрации хлорида кальция в кислотном растворе пропорционально увеличивается его плотность и вязкость при одновременном снижении скорости его реакции с карбонатами.

В работах [4, 5] показано, что относительная скорость реакции 15,0%-й соляной кислоты с карбонатами снижается в 2,38 раза при увеличении концентрации хлорида кальция в кислотном растворе до 444,0 кг/м3, вязкость кислотно-солевого раствора при этом возрастает с 0,89 мПа сек до 4,88 мПа сек, т.е в 5,48 раза, а его плотность увеличивается в 1,27 раза, достигая величины р =1,36-1,37 г/см3.

В диапазоне изменения концентрации хлорида кальция в пределах С=5,0, 10,0 и 15,0% скорость реакции 10,0%-й HCl с карбонатами, смоченными нефтью, снижается, соответственно, в 1,005; 1,46 и 1,76 раза.

Существенное торможение скорости реакции HCl с карбонатами наблюдается

при добавлении ПАВ в кислотно-солевой раствор (СаС12 + HCl), поскольку при этом происходит более быстрое и полное вытеснение мицелл ПАВ из объёма раствора на карбонатную поверхность и создание прочного экранирующего слоя при аддитивном (дополнительном) действии повышенной вязкости раствора.

Отмеченные свойства кислотно-солевого раствора явились основой для разработки и внедрения эффективного способа кислотной обработки карбонатных пластов и для восстановления гидродинамической связи скважины с пластом, нарушенной в процессе её заканчивания и эксплуатации [9]. Кроме того, добавление хлорида кальция в кислотный раствор для обработки карбонатных коллекторов, содержащих сульфатные соединения, позволяет предотвратить их вторичное выпадение в осадок.

Помимо применения физико-химических способов, направленных на замедление скорости реакции кислотного раствора с карбонатами, необходимо при СКО обеспечивать высокий темп закачки кислотного раствора в пласт. Максимальная глубина проникновения кислоты в активном состоянии функционально связана с объемной скоростью ее закачки в пласт, временем нейтрализации кислотного раствора и удельным объемом закачиваемой кислоты:

V = QT = п(гр - r2)hm (30)

При этом глубина проникновения кислоты в пласт определяется из соотношения:

L = (rp- Гс) =

QT

(31)

^тЦгр + Гс)

где т - пористость пласта в долях единицы; h - толщина обрабатываемого интервала пласта; Q - объемная скорость закачки кислоты в пласт; гр - радиус проникновения кислоты в пласт в активном состоянии; гс - радиус скважины; Т- время нейтрализации кислоты; V- объем закачиваемой кислоты в пласт; п =3,14.

Как видно из соотношения (31), глубина проникновения кислоты в пласт L определяется, с одной стороны, пористостью пласта, а с другой - временем нейтрализации кислоты с породой. Определение продолжительности времени нейтрализации довольно сложно, так как она определяется и скоростью реакции кислоты с породой, и удельной ее поверхностью, пористостью и проницаемостью. Дело в том, что при одной и той же скорости реакции кислоты с породой чем больше удельная поверхность породы, тем меньше продолжительность времени нейтрализации заданного объема кислотного раствора.

С другой стороны, как видно из соотношения, определяющего величину удельной поверхности фильтрации породы Sф, одна и та же величина удельной поверхности породы может быть как при низкой пористости и проницаемости породы, так и наоборот, при высокой:

11840

Бф =

(32)

где к, т - проницаемость и пористость породы-коллектора.

Так, при пористости т=10% и проницаемости к=100мД удельная поверхность фильтрации породы равна S =3744,2 см2/ см3. Однако почти та же величина удельной поверхности фильтрации будет и при пористости т=5% и проницаемости пласта к= 50 мД, так же как и в том случае, когда пористость породы равна т=20%, а её проницаемость составляет к=200 мД.

Следовательно, при одной и той же величине удельной поверхности фильтрации породы объемы порового пространства породы неодинаковы и почти в 2-4 раза отличаются один от другого. А это означает, что при одинаковой удельной поверхности фильтрации породы, но разной ее пористости глубина проникновения кислоты в пласт будет различной, так как пористость породы определяет объем ее порового про-

странства, а период времени нейтрализации определяется величиной удельной поверхности фильтрации породы.

Последняя представляет собой суммарную поверхность поровых каналов, содержащихся в единице объема породы, по которым осуществляется фильтрация кислотного раствора, т.е. Sф=Sk/Vk.

Принимая во внимание, что соотношение между объемом кислоты Vk и поверхностью ее контакта с карбонатной породой Sk можно рассматривать как соотношение между объемом порового пространства породы Vпор, занятого кислотой, и суммарной поверхностью порового пространства породы, контактирующего с кислотой S, т.е. в виде V /Б, , или

Г пор к пор'

с учетом пористости пласта т в виде Уш/ Бк, получим соотношение между удельной поверхностью породы и удельным объемом кислоты на единицу поверхности ее контакта с породой в виде:

пор = Уш

Бк Б к

У, Бк

ш Бф

Уш Бф У

(33)

или

■ш = У <34)

Таким образом, используя соотношение (34), можно определить время нейтрализации кислоты в пластовых условиях, исходя из данных о времени нейтрализации кислоты в лабораторных условиях при соотношении Б, / V . к к

На рис. 5 представлен график зависимости продолжительности времени нейтрализации 13-16%-го соляно-кислотного раствора от температуры и величины удельной поверхности фильтрации карбонатных коллекторов. Представленные номограммы позволяют выбрать оптимальный режим соляно-кислотной обработки карбонатных коллекторов, т.е. определить максимальную глубину проникновения кислоты в пласт в активном состоянии и удельный объем кислотного раствора в расчете на 1 м толщины пласта, исходя из термобарической характеристики пласта; фильтрационно-емкостных параметров пласта; удельной

Рис. 5. Зависимость времени нейтрализации (Т) и глубины проникновения соляной кислоты в пласт в активном состоянии (Ь) от температуры темпа закачки (ф и удельной поверхности фильтрации породы

Примечание: НС1 - 13-16%, давление - 30 МПа

поверхности фильтрации породы и объемной скорости закачки кислотного раствора в пласт. Алгоритм определения искомых величин показан стрелками на рис. 5, 6.

В лабораторных условиях время нейтрализации кислоты определяют путем растворения образца известняка в кислотном растворе, исходя из соотношения Vk/Sk=1 см3 /см2. Зная время нейтрализации кислоты в лабораторных условиях при соотношении Ук^к=1см3/см2, рассчитаем время нейтрализации кислоты в пластовых условиях при проникновении кислоты в породу-коллектор пласта, т.е. с учетом удельной поверхности фильтрации породы Sф.

Учитывая прямо пропорциональную зависимость времени нейтрализации кислоты от соотношения объема кислоты, приходящейся на единицу поверхности контакта ее с карбонатной породой, получим, что при увеличении поверхности контакта кислоты с породой в 2 раза, т.е. при Vk/Sk=0,5 см3/ см2, продолжительность времени нейтрализации кислотного раствора уменьшается в 2 раза.

Экспериментальные лабораторные исследования на керновом материале (известняки проницаемостью k=0,001-0,01 мкм2) с помощью лабораторной установки, имитирующей скважинные условия, показали, что вследствие высокой скорости реагирования кислотного раствора с породой его проникновение происходит по отдельным, наиболее крупным (2-4) поровым каналам или микротрещинам, превращая их в течение нескольких минут в высокопроницаемые каналы (до 16-23 мкм2) с поперечными размерами до 3-8 мм и более (фото).

При этом соотношение Vk/Sk резко увеличивается, что приводит к росту времени нейтрализации кислотного раствора и обеспечивает глубокое проникновение кислоты в пласт в активном состоянии на несколько метров.

При диаметре скважины d=0,2 м площадь фильтрационной поверхности на стенке скважины составляет S=0,628 м2, что в 890 раз больше, чем площадь торца образца, через которую фильтровался кислотный раствор.

Рис. 6. Зависимость потребного количества кислоты на 1 м толщины пласта (Vk) от пористости породы (т) и глубины проникновения кислоты в пласт (Ь проникновения 1=0,25 м, 2=0,5 м, 3=1 м, 4=0,75 м.)

Количество поровых каналов, через которые осуществлялось проникновение кислотного раствора в пласт, в расчете на S=0,628 м2 составляет, исходя из того же соотношения, до 3000-3500 штук, а по мере удаления от стенки скважины количество таких каналов увеличивается.

Вместе с тем и поперечные размеры отдельных поровых каналов за счет кислотного растворения породы при прохождении через них больших объемов кислоты могут значительно увеличиваться — до нескольких сантиметров. Эти образовавшиеся каналы растворения становятся основными каналами фильтрации нефти из пласта в скважину, обеспечивая приток нефти из пласта в несколько тонн в сутки, а при высоких продуктивных возможно-

стях пласта в несколько десятков и сотен тонн.

Образование высокопроницаемых каналов растворения облегчает доступ кислотного раствора в активном состоянии в более удаленные части пласта за счет изменения соотношения удельного объема кислоты, приходящегося на единицу поверхности породы, т.е. изменения V/S в сторону её увеличения.

Результаты выполненных нами лабораторных исследований на керновом материале и опыт освоения скважин, вскрывших порово-трещинные карбонатные коллекторы на месторождениях Саратовского Поволжья, показали, что слабые притоки нефти и газа из пласта обусловлены интенсивной кольматацией его пустотного про-

Рис. 7. Новая технология СКО карбонатных пластов при испытании скважин (по патенту РФ №2078203)

закачка

кислоты компрессор -"=¡1 -«=¡1

Вызов притока Исследование Глушение Подъен НИ из пласта и скважины сквааины до верхних отработка отверстий

скважины интервала

перфорации

Депонта« Вызов притока Исследование бурового нз пласта и сквахини станка отработка

Рис. 8. Традиционно применяемая технология СКО карбонатных пластов при испытании скважин

странства (трещин и микротрещин) буровым раствором, приводящим к нарушению гидродинамической связи пласта со скважиной. Основным методом интенсификации притоков нефти и газа из карбонатных коллекторов является кислотная обработка пласта, а наилучшими кислотными растворами - соляно-кислотные и кислотно-солевые растворы повышенной плотности и концентрации.

Оптимальный выбор основных параметров кислотной обработки карбонатных коллекторов, таких как продолжительность пребывания кислотного раствора в пласте в активном состоянии и глубина проникновения кислотного раствора в пласт в активном состоянии, целесообразно определять, как показано на рис.5, в зависимости от термобарических условий в пласте, удельной поверхности фильтрации породы-коллектора и пористости породы, удельной объёмной скорости закачки кислотного раствора в пласт.

Глубина проникновения меняется следующим образом:

• при Q=1,0 л/сек м в зависимости от параметра Б ,/т, Р и t варьирует от 0,35

г уд.ф. пл. пл. г г

до 0,589 м;

• при Q=10 л/сек м колеблется от 1,0 до 1,86 м;

• при этом удельные объёмы кислотного раствора, закачиваемого в пласт, в расчёте на 1 м продуктивной толщины пласта составляют V = 0,7 - 1,0 м3.

уд. ' '

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ

РАБОТ ПО КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНАХ, ЗАКОНЧЕННЫХ БУРЕНИЕМ

На основании установленных закономерностей влияния литолого-физических, термобарических и других факторов на эффективность кислотных обработок скважин и исследования механизма и масштабов кольматации карбонатных коллекто-

ров, особенностей восстановления их естественной проницаемости при кислотной обработке скважин нами был разработан высокоэффективный способ реализации потенциальной продуктивности скважин с нарушенной гидродинамической связью с пластом [9] (рис. 7). Этот метод позволяет, в отличие от технологии освоения скважин с применением СКО (рис. 8), не только получить промышленные притоки нефти и газа при освоении скважин, но и значительно сократить продолжительность процесса их освоения и пуска в эксплуатацию за счёт исключения из него целого ряда непроизводительных операций, связанных с доподъёмом НКТ до кровли продуктивного пласта. При этом допускается глушение скважины, повторное проведение СКО и другие операции, присущие прежней, традиционно применяемой технологии освоения скважин.

Дело в том, что традиционная технология с использованием СКО призабойной зоны пласта, проводимая в скважинах, с нарушенной гидродинамической связью, включает следующие операции:

• спуск башмака НКТ до нижних отверстий интервала перфорации;

• монтаж устьевого оборудования;

• закачку кислотного раствора в пласт;

• вызов притока и извлечение продуктов реакции из пласта;

• исследование скважины на стационарных и нестационарных режимах фильтрации с целью оценки продуктивной характеристики пласта, величины параметра ОП и скин-эффекта. Недостатком данной технологии является расположение башмака НКТ на уровне нижних отверстий интервала перфорации, что нарушает требования эксплуатации и исследования скважин, исключающих перекрытие интервала перфорации колонной НКТ, при котором предотвращается свободный приток пластового флюида из пласта непосредственно к башмаку НКТ без изменения направления потока.

Выполнение этого требования после СКО сопряжено с проведением дополнительных операций:

• глушение скважин;

• демонтаж и монтаж устьевого оборудования, связанный с подъёмом НКТ и установкой башмака НКТ на уровне верхних отверстий интервала перфорации;

• проведение повторной СКО для восстановления продуктивной характеристики пласта, нарушенной в процессе глушения скважины.

Как показывает опыт глушения скважин после проведения СКО, нередко их производительность снижается в 1,5-2,0 раза и больше, и для ее восстановления необходимо повторное проведение СКО, как это происходило на месторождениях Саратовского Поволжья, и повторное освоение и исследование скважины, что сопровождается большими затратами времени и средств. Новый способ СКО, разработанный и применяемый нами на месторождениях Саратовского Поволжья, лишён указанных недостатков и осуществляется следующим образом:

• спуск НКТ до верхних отверстий интервала перфорации;

• обвязка скважины со шлейфом;

• монтаж газосепаратора;

• установка емкостей и их обвязка для жидкости после газосепаратора и откачки ее в шлейф.

После проведения данных мероприятий начинаются работы по интенсификации притоков нефти и газа методом кислотной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины в следующем порядке: 1. Приготовление порции кислотно-солевого раствора (КСР) (СаС12 + НС1) в объеме, равном объему скважины в интервале вскрытой перфорацией продуктивной толщи пласта. В качестве соли, используемой для приготовления кислотно-солевого раствора, используется сухой хлористый кальций, обеспечивающий плотность КСР в пределах до р=1,38 г/см3.

2. Плотность кислотно-солевого раствора должна быть выше плотности скважин-ной жидкости, которой заполнен интервал перфорации, не менее чем на 15%.

3. Приготовление кислотно-солевого раствора осуществляется путем смешивания сухого хлористого кальция с товарной соляной кислотой из расчета обеспечения его плотности в пределах 1,30 г/см3.

4. Для приготовления 0,5 м3 кислотно-солевого раствора потребуется 200 кг хлористого кальция и 350 л 27%-й НС1.

5. Соль, применяемая для приготовления КСР, должна быть достаточно высокой плотности, кислоторастворимой, не являться ее нейтрализатором (соляной кислоты) и не давать осадка при растворении.

Использование хлористого кальция в качестве утяжеляющего агента к концентрированной соляной кислоте позволяет получить высокоэффективный утяжеленный кислотно-солевой раствор, имеющий более высокую продолжительность нейтрализации при взаимодействии с карбонатными коллекторами, по сравнению с обычно применяемой соляной кислотой. Полученный раствор обладает целым рядом свойств, крайне необходимых для обеспечения высокой эффективности кислотных обработок порово-трещинных карбонатных коллекторов, а именно:

• более высокая продолжительность нейтрализации КСР в пластовых условиях за счёт добавления в кислотный раствор ионного замедлителя реакции типа хлорида кальция;

• более глубокое проникновение КСР в пласт в активном состоянии;

• более высокая растворимость породы при применении КСР, в процессе приготовления которого искусственно возникает дополнительное увеличение концентрации HCl в 1,1-1,6 раза под воздействием, как ранее отмечалось, гидратирующихся ионов и молекул электролитов;

• достаточно высокая плотность до р=2,0 г/см3, обеспечивающая применение КСР в различных геолого-технических условиях.

Учитывая, что при реагировании высококонцентрированной кислоты с карбонатами возможно образование тяжелых и вязких продуктов реакции, объем кислотно-солевого раствора ограничен в пределах У= 0,5-1,0 м3.

Кислотно-солевой раствор, по сути, выполняет роль фронтальной высокоактивной порции кислотного раствора, обеспечивающего прорыв и разрушение мощной блокады в ПЗП, сформировавшейся в ней вследствие интенсивной кольматации по-рово-трещинных карбонатных коллекторов буровым раствором в процессе их вскрытия при бурении скважин. Для достижения

более высокой плотности КСР до р=2 г/см3 используется ZnСl2 или другие растворимые соли неорганических кислот, не образующие осадков при контактировании их с соляной кислотой.

На рис. 9 представлены характерные графические зависимости определения количества химреагентов, необходимых для приготовления кислотно-солевого раствора заданной плотности до р= 2,0 г/см3 на основе СаС12^пС12) и НС1.

При подаче КСР на забой скважины по колонне НКТ, спущенной до верхних отверстий интервала перфорации, происходит замещение им скважинной жидкости в интервале перфорации ниже башмака НКТ, вследствие более высокой плотности КСР по сравнению со скважинной жидкостью. Обеспечивается контактирование кислот-

Образец № С-4-2

Начальная проницаемость образца Кн= 0,0167 мкм2

Образец № С-4-3

Начальная проницаемость образца Кн=0,0926 мкм2

Фото. Каналы растворения, образовавшиеся в карбонатных коллекторах ( известняках) в процессе закачки кислотного раствора в образцы породы после воздействия бурового раствора

но-солевого раствора с породой пласта без предварительного вытеснения в пласт сква-жинной жидкости, находящейся в скважине ниже башмака НКТ. При этом не требуется высокая поглотительная способность пласта, что весьма важно при проведении СКО в условиях отсутствия приемистости, т.е. при нарушении гидродинамической связи скважины с пластом вследствие его коль-матации буровым раствором, как это часто наблюдается при испытании скважин, вскрывших карбонатные трещиноватые коллекторы.

На рис. 10 приведена схема расположения наземного и подземного оборудования при проведении СКО по разработанному способу [9].

Приготовление кислотного раствора заданного состава и объема осуществляется исходя из следующих требований и в следующем порядке: состав и объем кислотного раствора, закачиваемого в пласт, выбирается в зависимости от геолого-технических условий скважины, фильтрационно-ем-костной и термобарической характеристик пласта и определяется уровнем его приемистости, состоянием гидродинамической

связи скважины с пластом, технической характеристикой и состоянием эксплуатационной колонны и цементного камня за колонной.

Для устранения вредного воздействия примеси серной кислоты, количество которой в соляной кислоте достигает 0,4 %, необходимо до закачки кислотного раствора в пласт обработать его хлористым барием. Порядок добавления различных реагентов в кислоту при ее подготовке: вода - ингибиторы - стабилизаторы (сернокислый натрий) - техническая соляная кислота - хлористый барий - поверхностно - активное вещество.

После перемешивания кислотный раствор можно считать готовым для обработки призабойной зоны пласта.

Расчетная величина удельного объема кислотного раствора, закачиваемого в пласт, определяется с помощью графика (рис.4) в зависимости от пластовой температуры ^ объемной скорости закачки кислоты в пласт Q, удельной поверхности фильтрации породы S, величины параметра Sф/ т, пористости породы-коллектора т и глубины проникновения кислоты в пласт L.

Рис. 9. График определения количества химреагентов для приготовления 1 м3 кислотно-солевого раствора заданной плотности. 1-2 - количество СаС12 (ZnCl2) и HCl в расчете на приготовление 1 м3 кислотно-солевого раствора.

Примечание: концентрация HCl - 27%

Технологически операция по интенсификации притоков нефти и газа осуществляется следующим образом:

1. при открытом затрубном пространстве закачать в НКТ:

• заданный объем кислотно-солевого раствора;

• заданный объём 24-27%-й HCl, с целью увеличения глубины проникновения кислотного раствора в пласт в активном состоянии;

• необходимый объём технической воды, доводя, таким образом, кислотный раствор в интервал перфорации;

2. закрыть затрубье;

3. закачать кислотный раствор в пласт при давлении, не превышающем давление опрессовки эксплуатационной колонны путем закачки в скважину расчётного количества технической воды;

4. вызов притока из пласта;

5. продолжительность пребывания кислотного раствора в пласте в зависимости от температуры:

• при 1= 20-30°С Т= 1,5-2,0 часа

• при 1=30-50°С Т=1,0 час

• при 1=51-75°С Т= 0,5-1,0 час

• при 1=75-100°С Т=0,5 час

• при 1>100°С Т<0,5 час

6. вызов притока из пласта и отработка скважины методом свабирования с целью своевременного и форсированного извлечения продуктов реакции из пласта;

7. после отработки скважины производится комплекс гидродинамических исследований на стационарных и нестационарных режимах фильтрации со снятием КВД и определением величины параметра ОП (отношение продуктивностей) и скин-эффекта.

Способ СКО карбонатных коллекторов

в скважинах с нарушенной гидродинамиче-

Рис. 10. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатных пластов 1 - скважины; 2 - насосно-компрессорная труба; 3 - соляно-кислотный раствор; 4 - скважинная жидкость; 5 - кислотно-солевой раствор; 6 - пласт; 7 - кавитационный смеситель; 8 - штуцер; 9 - емкость с соляно-кислотным раствором; 10 - емкость с кислотно-солевым раствором; 11 - вода; 12 - емкость для сбора скважинной жидкости; 13 - насосный агрегат (типа ЦА-400)

U1

oo

Таблица № 3

Эффективность внедрения способа кислотной обработки карбонатных коллекторов на месторождениях

ОАО «Саратовнефтегаз» по патенту № 2078203

Iх

№№ пп Скважина, площадь Продукт, пласт Литология Интервал перфорации, м Параметры процесса СКО Производительность скважины, м3/сут Дата проведения СКО

Объем закачанного кислотного раствора, м3 Устьевое давление закачки, Рн/Рш, МПа Приемистость пласта, л/сек Продолжительность реагирования кислоты в пласте, час до проведения СКО после проведения СКО

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 101Грачевская малевский известняк 3349-3381 10 8,0 8,6 0,5 1,5-2 22-23 16.04.92

2 15 Белокаменная евлано-ливенский -«- 3602,5-3625 16,4 25/14 7,8 0,5 0 75,3 25.05.92

3 80 Грачевская малевский -«- 3461-3468 7 27/13 8,7 0,5 0 нагнетательная 29.05.92

4 36 Белокаменная евлано-ливенский -«- 3603-3621,2 17 29/17 6,3 0,5 0 195-113 19.06.92

5 25 Белокаменная -«- -«- 3493-3740 30 12/10 7,0 0,5 0 324,0 28.08.92

6 4 Разумовская ардатовский -«- 4060-4073,8 8 28/20 5,8 0,5 0 67,2 14.10.92

7 37 Белокаменная евлано-ливенский -«- 3587-3605 12 29/16,5 10,8 0,5 0 133,6 13.02.93

8 8 Белокаменная -«- -«- 3664-3674 8,5 30/23 4,0 0,5 0 нагнетательная 28.04.93

9 11 Белокаменная -«- -«- 3638-3641,2 11,8 28/11 6,80 0,5 0 нагнетательная 26.05.93

10 30 Белокаменная -«- -«- 3548-3558,1 10,6 32/18 5,9 0,5 0 90,0 18.02.94

11 14 Белокаменная -«- -«- 3550,6-3573,0 19,0 10/0 7,55 0,5 0 65,0 17.06.94

12 34 Белокаменная -«- -«- 3461-3554 24 20/18 14,4 0,5 0 122,0 25.10.94

13 12 Белокаменная -«- -«- 3546-3550,5 10 20/9 7,25 0,5 0 152,0 01.03.95

14 16 Белокаменная -«- -«- 3562-3574 8 23/8,5 6,0 0,5 0 40-44 12.08.95

15 33 Белокаменная -«- -«- 3634,5-3678 16,5 22/16 7,85 0,5 0 110,0 22.01.96

16 50 Западно-Степная мосоловский -«- 3541,5-3556,5 14,0 24/18 3,4 0,5 9,6 19,2 23.02.96

17 23 Белокаменная евлано-ливенскнй -«- 3638-3658 10,0 4/2 5,0 0,5 0 104,0 17.01.97

|

i &

•Я

«к

Л

а s

я-

X

а>

щ

а:

я

о вз О

я я

о Я s

td № я

о

(Л

го Cd ■Ö р: Й о-к> о к» к»

со № в

о (л

го (Я

■а

р:

к> о к» к»

и) ЧО

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

18 40 Белокаменная -«- -«- 3496,6-3532,2 15,0 24/9 7,3 0,5 0 141,0 16.03.97

19 57 Белокаменная -«- -«- 3553,8-3578,4 11,0 30/12,0 7,3 0,5 0 65-70 21-22.08.97

20 31 Белокаменная -«- -«- 3633.3-3635,6 3639-3640 3644,8-3669 3670.4-3673,8 11,0 17/10 7,0 0,5 0 117 24.10.97

21 14 Тепловская ардатовскнй -«- 3343,4-3347,0 4,0 17/5,0 6,0 0,5 0 211,0 13.11.97

22 44 Белокаменная евлано-ливенский -«- 3598,4-3602,2 3606,8-3608,8 3613,0-3618,0 3623,2-3646,2 18 29,0/20 4,6 0,5 0 42-47 диаметр штуцера 6мм 29-31.12.97

23 17 Белокаменная -«- -«- 3724-3734 3738-3748 11 29,0/3 - 4,0 7,3 0,5 0 128,6 22.07.98

24 32 Белокаменная -«- -«- 3554-3583 9,9 28,0/4-5,0 5,2 0,5 0 132,4 04.08.98

25 60 Белокаменная евлано-ливенский -«- 3627,6-3635,6 3636,8-3640,8 3648,6-3652,0 3654,0-3666,6 3667,8-3673,4 11 27,0/8-9,0 7,3 0,5 0 12.09.98

26 46 Белокаменная -«- -«- 3648-3660 10,2 30,0/0 7,4 0,5 0 147,2 д.шт.8,2мм 09.02.99

27 18 Белокаменная -«- -«- 3720-3739,2 10,5 17,0/4-1,0 10,0 0,5 0 137,0 11.02.99

28 71 Белокаменная -«- -«- 3615-3617 3609-3611 3580-3592 10,5 5,0/2,5 10,0 0,5 0 19.02.99

29 28 Белокаменная -«- -«- 3555-3561 3564-3571,4 1,5 20,0/10 3,0 0,5 0 72 27.04.99

30 53 Белокаменная -«- -«- 3601-3624 8,5 20/8 9,45 - 0 124,4 25.06.00

31 48 Белокаменная -«- -«- 3612,4-3614,2 3616,8-3618,8 3620,4-3632 6 29/4 7,5 - 0 104,5 14.04.00

32 51 Белокаменная -«- -«- 3601-3611 3613-3622 3,5 25/2 7,3 - 0 110,7 26.02.00

33 49 Белокаменная -«- -«- 3542-3548 4 26/9 4,5 - 0 90 3-24.11.00

34 50 Белокаменная евлано-ливенский -«- 3515-3521 3522-3423,8 3525-3528,6 5 17,5/9,5 6,41 - 0 100 25.06.01

35 24 Белокаменная -«- -«- 3724-3729 2 11/5 5,57 0,5 0 147,6 19.02.01

36 69 Белокаменная -«- -«- 3587,6-3590,8 3595-3599 3604,2-3607,4 3610,4-3612,2 4,5 10/10 6,25 0,5 0 140 25.01.01

37 54 Белокаменная -«- -«- 3484-3504 6 26/10 4,2 0,5 0 91,2 7.05.01

I

а §

I

я

а

5

6

л

й-§

к

К'

ской связью с пластом был успешно применен на многих скважинах Белокаменного, Разумовского, Тепловского и других месторождениях Саратовского Поволжья [8].

В результате выполненных нами работ по СКО были получены промышленные притоки нефти до 90 -100 м3/сут. и более во всех скважинах, где до проведения СКО гидродинамическая связь пласта со скважиной отсутствовала вследствие интенсивной кольматации карбонатных порово-трещин-ных коллекторов буровым раствором в процессе их вскрытия при бурении. Результаты выполненных работ по освоению скважин с применением разработанного нами способа СКО приведены в табл. 3.

Фактическое сокращение времени на освоение скважин с применением данного способа СКО составляет до 10 суток в расчёте на одну скважину, по сравнению с продолжительностью времени на освоение скважин при применении традиционной технологии СКО, включающей, как ранее было отмечено, целый ряд непроизводительных операций, в значительной мере увеличивающих стоимость работ по освоению скважин.

ВЫВОДЫ

1. Эффективность кислотной обработки карбонатных коллекторов зависит от выбора научно-обоснованной программы ее исполнения в соответствии с геолого-физическими условиями обрабатываемого пласта.

2. Показано, что критерии оптимизации технологии проведения кислотных обработок карбонатных коллекторов являются технико-технологической и в определенной мере экономической основой перспективного планирования проведения операции СКО при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений со сложными фильтрационно-ем-костными параметрами пласта.

3. Выполненные теоретические, лабораторные и экспериментальные исследо-

вания позволили раскрыть процесс восстановления и увеличения естественной проницаемости карбонатных коллекторов порового и трещинного типа в ПЗП, выявить влияние основных геолого-физических факторов на выбор оптимальной технологии повышения продуктивности скважин.

4. Показано, что главными геолого-физическими критериями выбора оптимального метода восстановления и повышения продуктивности скважин с нарушенной гидродинамической связью с пластом являются химико-минералогический состав породы пласта, тип коллектора (поровый или трещиноватый), структура пустотного пространства породы-коллектора, его фильтрационно-емкостная и термобарическая характеристика и физико-химические свойства пластовых флюидов.

5. Разработана и внедрена при освоении многих скважин на месторождениях Саратовского Поволжья методика выбора оптимальных технико-технологических параметров кислотной обработки карбонатных пластов (объёмная скорость нагнетания кислотного раствора в пласт, глубина обработки пласта, удельные объёмы кислотного раствора, закачиваемого в пласт) в зависимости от удельной поверхности фильтрации породы-коллектора, фильтрационно-емкостной и термобарической характеристики пласта.

6. Разработан и внедрен при освоении более 30 скважин способ кислотной обработки пласта, позволяющий получить промышленные притоки нефти (в десятки и сотни тонн) в тех скважинах, в которых он отсутствовал до применения данного способа, при минимальных затратах времени на их освоение, по сравнению с традиционно применяемыми технологиями СКО.

7. Показано, что научно-обоснованный выбор оптимального метода и технологии освоения скважин возможен на основе проведения широкого комплекса лабора-

торных исследований на керновом материале по изучению:

• литотипа породы-коллектора, его филь-трационно-емкостных свойств, литоло-гических особенностей, химико-минералогического состава и др.;

• растворимости породы в кислотном растворе;

• подбора рецептуры кислотного раствора;

• продолжительности его пребывания в пласте;

• влияния продуктов реакции, образующихся в пласте, на вторичное изменение

• проницаемости породы в ПЗП;

• разработки методов предотвращения вторичной кольматации пласта и технологии удаления продуктов реакции из пласта, влияющих на эффективность процесса проведения СКО.

8. Важной информацией при выборе проекта проведения СКО пласта являются результаты:

• гидродинамических исследований, позволяющих оценить термобарическую характеристику пласта и величину параметра ОП и скин-эффекта как критериев оценки качества вскрытия пласта и оценки ожидаемой эффективности от проводимых работ по интенсификации притоков нефти;

• геофизических исследований, позволяющих выявить наличие продуктивных пропластков и границы их расположения в пределах вскрытого при бурении пласта от его кровли до подошвы и многое другое, влияющее на разработку высокоэффективного проекта проведения СКО пласта.

ЛИТЕРАТУРА

1. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин.- М.: Недра, 1975.- 264 с.

2. Амиян В.А. , Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: Недра, 1970.- 280 с.

3. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1972.336 с.

4. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. - М: Недра, 1985.- 184 с.

5. Глущенко В.И., Пташко О.А., Харисов Р.Я. и др. Кислотные обработки: составы, механизм, реакции, дизайн.- Уфа: АНРБ, Гилем, 2010.- 392 с.

6. Щелкачёв В.И., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - М.: Гостоптехиздат, 1949.- 523 с.

7. Полихат З.С., Малахов В.Н., Гошовский С.В. Изучение эффективности кумулятивной перфорации в условиях скважин// Нефтяная и газовая промышленность.- 1983.- №1.- С. 28-31.

8. Калинин В.Ф. Реализация потенциальной продуктивности скважин методами интенсификации - важнейший резерв повышения нефтегазоотдачи пластов: сб. докладов научн.-техн. совещания по обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений. - Москва, 1998.- С. 41-57.

9. Калинин В.Ф. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта. Патент РФ №2078203 Бюллетень «Изобретения» № 12.ВНИИПИ.

10. Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура А.В. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. -М.: Недра, 1987.-230 с.

11. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1979.- 199 с.

12. Лапинская Т.А., Прошляков Б.К. Основы петрографии. Изд. 2-е, перераб. и доп.- М.: Недра, 1981.- 232 с.