Ученые пришли к созданию полного цикла кислотной обработки карбонатных коллекторов
Сотрудники Пермского политехнического университета и Института проблем нефти и газа РАН разработали инновационный метод прогнозирования изменений проницаемости карбонатных пород в условиях длительного воздействия кислотных растворов. Это решение представляет собой значительный шаг вперед в преодолении неопределенности, характерной для традиционных технологий кислотной обработки.
Карбонатные резервуары играют ключевую роль в структуре российских нефтяных запасов, однако их низкая проницаемость для флюидов существенно ограничивает эффективность добычи. Стандартная солянокислотная обработка направлена на формирование каналов в этих породах, однако ее результаты часто непредсказуемы, поскольку лабораторные исследования обычно ограничиваются лишь первыми этапами реакции, тогда как в реальных условиях кислотное воздействие продолжается значительно дольше.
В рамках проведенного исследования был реализован полный цикл испытаний, в ходе которого 10 образцов керна подвергались воздействию кислотного раствора в условиях, максимально приближенных к пластовым. Давление составляло около 47 МПа, температура достигала 84 °C, а остаточная водонасыщенность сохранялась на неизменном уровне. Реагент закачивался на протяжении длительного периода времени.
Результаты эксперимента показали значительное улучшение фильтрационных характеристик пород: средняя проницаемость образцов увеличилась более чем в 6800 раз, пористость возросла на 17%, а плотность снизилась на несколько процентов. Исследователи провели детальный анализ состояния пород до и после обработки, а также построили графическую зависимость изменения свойств от объема закачанного кислотного раствора.
Сергей Чернышёв, доктор технических наук и заведующий профильной кафедрой Пермского национального исследовательского политехнического университета, отметил, что ключевым преимуществом разработанной методики является возможность оценки влияния дозировки реагента на конечные параметры породы. В отличие от стандартных экспериментов, предложенный метод предусматривает продолжительную закачку кислотного раствора, что позволяет определить динамику изменения ключевых характеристик околоскважинной зоны.
Данная разработка предоставляет инженерам ценный инструмент для точного подбора режима кислотной обработки в зависимости от условий эксплуатации месторождений. Методика также может быть успешно адаптирована для других типов пород, что особенно актуально для разработки месторождений с сложными геологическими условиями и истощением традиционных запасов углеводородов.
Следует подчеркнуть, что проблема парафиновых отложений в нефтяных скважинах остается актуальной для нефтегазовой отрасли, что приводит к значительным потерям добычи и увеличению эксплуатационных затрат.