Математическую модель, учитывающую все факторы, влияющие на качество кислотной обработки нефтяных скважин, которая позволит увеличить темпы добычи углеводородов и рентабельность процесса нефтедобычи, разработали специалисты Пермского национального исследовательского политехнического университета (ПНИПУ), 21 августа сообщает пресс-служба вуза. Поскольку пласты с легкой и подвижной нефтью на давно разрабатываемых месторождениях в основном уже выработаны, у нефтяных компаний возникла необходимость «стимулировать» нефтяные коллекторы (горные породы с пустотами, вмещающими углеводороды). Одним из методов такой стимуляции является кислотная обработка призабойной зоны, то есть участка вокруг ствола добывающей скважины. Такой способ в мировом масштабе дает миллионы тонн дополнительно добытой нефти. Однако существующие до настоящего времени математические модели этого процесса, учитывая влияние отдельных геолого-технологических параметров, недостаточно точно описывают эффективность мероприятий по кислотной обработке. Свое решение этой проблемы ученые ПНИПУ представили в статье «Влияние геолого-технологических параметров на эффективность кислотных обработок в карбонатных коллекторах: экспериментальное и статистическое исследование», опубликованной в журнале «Георесурсы», № 2 за 2024 год. Метод соляно-кислотной обработки нефтеносного пласта заключается в том, что в него на значительном расстоянии от стенок скважины под давлением закачивается кислота, которая затем расширяет микротрещины и каналы, очищая их от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии. Карбонатные коллекторы, к которым применяется этот метод увеличения добычи нефти, это осадочные горные породы — известняки и доломиты. В них содержится 42% мировых запасов нефти. Они имеют невысокую пористость (от 1 до 12%), то есть содержат небольшое количество пустот (пор, трещин) в горной породе, но именно в них находится нефть, газ или вода. Имеющаяся в них система вертикальных и горизонтальных трещин делает такие коллекторы высокопроницаемыми и надежными для накопления полезных ресурсов. Технология кислотной обработки пласта должна обеспечить возникновение сети дополнительных фильтрационных каналов, что увеличит продуктивность нефтедобычи. При этом получаемый результат такой обработки зависит от следующих технических параметров: объем, скорость и давление закачки кислотного состава, концентрация действующего вещества, продолжительность выдержки раствора на реакцию с горной породой и др. Современные методы для планирования и прогнозирования эффективности этой технологии не позволяют принимать однозначные решения для выбора скважин-кандидатов на такую обработку и правильно оценить возможный результат мероприятий. Это обусловлено тем, что они, учитывая конкретные геолого-физические или технологические параметры обработки, не оценивали их взаимовлияние на эффективность метода. Модель, разработанная в Пермском Политехе, точно описывает процесс кислотных обработок с учетом изменений всех ключевых параметров. Исследование результатов моделирования было проведено на 35 образцах керна из 12 месторождений, содержащих более 20% остаточных запасов нефти, доступных для добычи. Для этих образцов исследователи определили проницаемость и пористость и провели в течение суток насыщение пластовой водой, чтобы воссоздать остаточную водонасыщенность, поскольку горные породы в том или ином объеме всегда содержат воду, которая заполняет часть пустот. При моделировании кислотных обработок варьировались указанные технические параметры, а все условия соответствовали пластовым, отражая реальные процессы, происходящие в горных породах вокруг скважины в процессе обработки. Доцент кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук Дмитрий Мартюшев рассказал: «В ходе эксперимента мы установили, что чем выше давление закачки кислотного состава и его объема в пласт, тем лучше стимуляция — отдача полезных ископаемых горными породами. Наиболее высокая эффективность метода наблюдается на образцах керна с проницаемостью (пропускной способностью) менее 0,060 мкм². Этому способствует увеличение давления „вливания“ кислотного состава и его количества до 4 поровых объемов. Так развиваются протяженные червоточины — длинные каналы внутри пласта, по которым идет нефть». Его рассказ дополнил старший научный сотрудник этой же кафедры, кандидат технических наук Владимир Новиков: «Мы также выяснили, что основной фактор, негативное влияющий на результат кислотной обработки, — уровень содержания в образцах доломита, особенно при показателе более 13%. В этом случае необходимо увеличить скорость закачки кислотного состава до 8–20 см³/мин и выдержать его на реакцию более 4 часов». Модель, которую разработали ученые Пермского Политеха, учитывает все геолого-технологических параметры при кислотной обработке призабойной зоны скважины. Это позволит при ее применении увеличить темпы добычи запасов углеводородов и рентабельность процесса нефтедобычи, уверены разработчики. glavno.smi.today
