Experimental studies of changes in the filtration and capacity properties of the Astrakhan field carbonate reservoirs under acid exposure

Abstract


One of the most frequently used methods of increasing oil and gas recovery of carbonate reservoirs is the treatment of wells with hydrochloric acid reagent. The acid solution interacts with the mineral skeleton of the rock, resulting in the formation of a network of wormhole channels, which significantly increases the permeability of the near-wellbore zone. In this regard, it is necessary to develop scientific and methodological foundations for predicting changes in the natural properties of the reservoir during acid treatments. In this article, we use core samples from the Bashkir deposits of the Astrakhan gas condensate field to demonstrate the methodology for conducting laboratory experiments to study the transformation of porosity, permeability, and bulk density in reservoir rocks. A special feature of the developed method is the injection of an acid solution even after the reagent breaks through from the opposite end of the sample. The results of experiments conducted using the developed method are presented. Typical graphs of injection and the dynamics of pressure drop and permeability are shown, which have a number of features, including sections that characterize the breakthrough of the acid. The dependencies that link the values of the studied characteristics before and after exposure to the acid reagent are identified. It is noted that these dependencies have a relatively high correlation coefficient. It has been shown that after the appearance of wormhole channels, the permeability of the core images increases by several thousand times. Statistical dependencies of porosity-permeability before and after exposure to hydrochloric acid have been constructed, and it has been shown that after exposure to the reagent, the graph lies much higher than the initial graph. The relationship between bulk density and porosity has a high correlation coefficient, both before and after exposure to an acid solution, and both graphs follow a single trend, with the difference that after acid filtration, the values shift downward and to the right, indicating an increase in porosity and a decrease in rock density. The relationships between the studied characteristics and the amount of acid реагента прокачанного в поровом объеме определены. The scientific and methodological approaches developed in this work can be used to predict changes in the natural properties of a carbonate reservoir in the near-wellbore zone and for further numerical modeling.

Full Text

9

About the authors

S. A Muminov

Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy Sciences; Gazprom VNIIGAZ LLC

S. E Chernyshov

Perm National Research Polytechnic University

S. N Popov

Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy Sciences

Xiaopu Wang

China University of Petroleum

V. V Derendyaev

Perm National Research Polytechnic University

References

  1. Сонич, В.П. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород / В.П. Сонич, Н.А. Черемисин, Ю.Е. Батурин // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 52–57.
  2. Analysis of changes in the stress–strain state and permeability of a terrigenous reservoir based on a numerical model of the near-well zone with casing and perforation channels / S. Chernyshov, S. Popov, X Wang, V. Derendyaev, Y. Yang, H. Liu // Applied sciences. – 2024. – Vol. 14, no. 21. – P. 1–12. doi: 10.3390/app14219993
  3. Попов, С.Н. Влияние деформаций терригенного коллектора в процессе снижения пластового давления на изменение проницаемости и продуктивности скважин / С.Н. Попов, С.Е. Чернышов, Е.А. Гладких // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333, № 9. – С. 148–157. doi: 10.18799/24131830/2022/9/3640
  4. Черемисин, Н.А. Роль неупругой деформации коллекторов в нефтеотдаче пластов / Н.А. Черемисин, В.П. Сонич, П.А. Ефимов // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 9. – С. 76–79.
  5. Научное обоснование методов вторичного вскрытия фаменских отложений юго-востока Пермского края на основании геомеханического моделирования / С.Е. Чернышов, С.Н. Попов, С.В. Варушкин, А.А. Мелехин, С.Н. Кривощеков, Ш. Рен // Записки горного института. – 2022. – Т. 527. – С. 732–743.
  6. Effect of wire design (profile) on sand retention parameters of wire-wrapped screens for conventional production: pre-pack sand retention testing results / D.S. Tananykhin, M.B. Grigorev, M.I. Korolev, I. Stecyuk, L. Farrakhov // Energies. – 2023. – Vol. 16, no. 5. – Р. 1–13. doi: 10.3390/en16052438
  7. An investigation into current sand control methodologies taking into account geomechanical, field and laboratory data analysis / D.S. Tananykhin, M.B. Grigorev, M.I. Korolev, I. Stecyuk // Resources. – 2021. – Vol. 10, no. 12. – P. 1–15. doi: 10.3390/resources10120125
  8. Оценка предельного забойного давления, исключающего разрушение призабойной зоны пласта, на основе геомеханических исследований керна / Е.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, П.В. Пятибратов, Е.Д. Миниханов, Н.В. Дубиня, А.М. Леонова // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2023. – № S1. – С. 61–69. DOI: 10.5510/ OGP2023SI100832
  9. Analytical prediction model of and production integrating geomechanics for open hole and cased – perforated wells / E.F. Araujo, G.A. Alzate-Espinosa, A. Arbelaez-Londono, S. Pena Clavijo, A. Cardona Ramirez, A. Naranjo Agudelo // SPE conference paper. – 2014. – P. 1–11. SPE 171107. doi: 10.2118/171107-MS
  10. Al-Awad, N.J. Rock failure criteria: a key for predicting sand-free production rates / N.J. Al-Awad, O.A. Al-Misned // Journal of the Egyptian society of engineers. – 1997. – Vol. 36, no. 2. – P. 53–58.
  11. Пороскун, В.И. Дифференциация разреза сеноманских отложений в связи с подсчетом запасов средних по размерам залежей газа / В.И. Пороскун, В.В. Царев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 1. – С. 12–16. doi: 10.30713/2413-5011-2019-1-12-16
  12. Скоробогатов В.А. Роль сеноманского газа Западной Сибири в становлении и развитии газовой отрасли промышленности России в ХХ и XXI веках / В.А. Скоробогатов В.А., Д.Я. Хабибуллин // Научный журнал Российского газового общества. – 2021. – № 2(30). – С. 6–16.
  13. Карогодин, Ю.Н. Пространственно-временные закономерности концентрации гигантских скоплений нефти и газа Западной Сибири (системный аспект) / Ю.Н. Карогодин // Георесурсы. – 2006. – № 1(18). – С. 28–30.
  14. Predicting and managing sand production: a new strategy / I. Palmer, H. Vaziri, S. Willson, Z. Moschovidis, J. Cameron, I. Ispas // SPE annual conference paper. – 2003. – P. 1–13. SPE 84499. doi: 10.2523/84499-MS
  15. Practical approaches to sand management / A. Acock, T. Orourke, D. Shirmboh [et al.] // Oilfield Review. – 2004. – No. 9. – P. 10–27.
  16. Определение параметров метода направленной разгрузки пласта на основе физического моделирования на установке истинно трехосного нагружения / В.И. Карев, Ю.Ф. Коваленко, В.В. Химуля, Н.И. Шевцов // Записки горного института. – 2022. – Т. 258. – С. 906–914. doi: 10.31897/PMI.2022.95
  17. Экспериментальное изучение процессов деформирования и фильтрации в низкопроницаемых породах-коллекторах ачимовских отложений при реализации метода направленной разгрузки пласта / В.И. Карев, Ю.Ф. Коваленко, В.В. Химуля // Ученые записки физического факультета Московского университета. – 2022. – № 4. – С. 1–10.
  18. Физическое моделирование метода направленной разгрузки пласта / В.И. Карев, Ю.Ф. Коваленко, В.В. Химуля, Н.И. Шевцов // Газовая промышленность. – 2021. – № 7 (819). – С. 66–73.
  19. Оn the atypical strength anisotropy of weakly cemented sandstones / D.M. Klimov, V.I. Karev, Yu.F. Kovalenko, K.B. Ustinov // Doklady Mathematics. – 2022. – Т. 106, № 2. С. 398–401. doi: 10.1134/s1064562422050155
  20. Kovalenko, Yu.F. Geomechanical analysis of the wellbore wall breakouts formation / Yu. Kovalenko, K.B. Ustinov, V.I. Karev // Mechanics of solids. – 2022. – Т. 57, № 6. – С. 1403–1415. doi: 10.3103/s0025654422060243
  21. Сухин, А.А. Анализ геолого-промысловой и технологической информации для проектирования мероприятий по интенсификации притока газа на Астраханском газоконденсатном месторождении / А.А. Сухин, О.В. Савенок // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). – 2020. – № 3. – С. 237–257.
  22. Выявление коллекторские аномальными свойствами в пределах месторождений астраханского карбонатного массива / В.В. Пыхалов, А.Ю. Комаров, В.А. Захарчук, О.В. Тинакин // Газовая промышленность. – 2014. – № 6 (707). – С. 26–30.
  23. Гаврилов, В.П. Современная концепция формирования астраханского газоконденсатного месторождения по геолого-геохимическим данным / В.П. Гаврилов, С.И. Голованова, М.И. Тарханов // Геология нефти и газа. – 2006. – № 6. – С. 24–28.
  24. Применение методов геомеханического моделирования для оценки устойчивости обсадной колонны при кумулятивной перфорации / С.Е. Чернышов, С.Н. Попов, В. Сяопу, Ч. Хайлун, В.В. Дерендяев, А.А. Мелехин // Недропользование. – 2024. – № 24(4). – С. 194–203. doi: 10.15593/2712-8008/2024.4.3
  25. Анализ устойчивости крепи нефтедобывающих скважин при проведении кумулятивной перфорации на основе результатов геомеханического моделирования / С.Е. Чернышов, С.Н. Попов, А.Д. Савич, В.В. Дерендяев // Георесурсы. – 2023. – Т. 25, № 2. – С. 245–253. doi: 10.18599/grs.2023.2.18
  26. Modeling the perforation stress profile for analyzing hydraulic fracture initiation in a cased hole / S.H. Fallahzade, S.R. Shadizadeh, P. Pourafshary, M.R. Zare // 34th annual SPE International conference and exhibition. – 2010. – P. 1–9. SPE 136990. doi: 10.2118/136990-MS
  27. Acid fracturing or proppant fracturing in carbonate formation? A rock mechanic’s view / H.H. Abass, A.A. Al-Mulhem, M.S. Alqam, K.R. Mirajuddin // SPE Annual technical conference and exhibition. – 2006. – P. 1–9. SPE 102590-MS. doi: 10.2118/102590-MS
  28. Settari, A. Three-dimensional simulation of hydraulic fracturing / A. Settari, M.P. Cleary // Journal of petroleum technology. – 1984. – No. 7. – P. 1177–1190.
  29. Jeffrey, R.G. Hydraulic fracture growth through offset pressure-monitoring wells and boreholes / R.G. Jeffrey, A. Settari // SPE annual technical conference and exhibition. – 2000. – P. 1–10. SPE 63031-MS. doi: 10.2118/63031-MS
  30. Lujun, Ji. A novel hydraulic fracturing model fully coupled with geomechanics and reservoir simulation / Ji. Lujun, A. Settari, R.B. Sullivan // SPE journal. – 2009. – No. 9. – P. 423–430. doi: 10.2118/110845-PA
  31. Gutierrez, M. The effect of fluid content on the mechanical behaviour of fractures in chalk / M. Gutierrez, L.E. Oino, K. Hoeg // Rock mechanics and rock engineering. – 2000. – Vol. 33, no. 2. – P. 93–117. doi: 10.1007/s006030050037
  32. Оценка влияния насыщающего флюида на упруго-прочностные свойства композитных материалов / В. Павлов, Н. Павлюков, А. Красников, М. Лушев, Т. Ельцов // Материалы Российской нефтегазовой технической конференции SPE. – 2019. SPE196898-RU. doi: 10.2118/196898-RU
  33. The influence of water-based drilling fluid on mechanical property of shale and the wellbore stability / S. He, L. Liang, Y. Zeng, Y. Ding, Y. Lin, X. Liu // Petroleum. – 2016. – No. 2. – P. 61–66. doi: 10.1016/j.petlm.2015.12.002
  34. Effect of drilling fluid on rock mechanical properties at near-drilling condition: an implication of fluid design on wellbore stability / P. Yadav, S.S. Ali, N. Tawat, A.A. Dhamen, G. Jin // Offshore technology conference Asia. – 2016. – P. 1–9. doi: 10.4043/26460-MS
  35. Попов, С.Н. Влияние механохимических эффектов на проницаемость трещин при моделировании циклической закачки воды в карбонатные коллекторы / С.Н. Попов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 77–79.
  36. Статистическое обоснование формирования значений скин-фактора при проведении кислотных обработок в слоисто-неоднородных башкирских отложениях пермского края / А.С. Казанцев, Е.С. Ожгибесов, В.И. Галкин, И.Ю. Колычев // Недропользование. – 2024. – № 24(4). – С. 212–218. doi: 10.15593/2712-8008/2024.4.5
  37. Изучение эффективности применения кислотных составов в терригенных коллекторах Пермского края, на основе экспериментальных исследований образцов керна / В. Плотников, В. Рехачев, Н. Барковский, А. Амиров, Н. Михайлов, С. Попов // Труды Российской нефтегазовой технической конференции SPE 2018. – С. 1–10. SPE 191667-RU. doi: 10.2118/191667-18rptc-ms
  38. Влияние кислотных составов на упруго-прочностные свойства терригенных коллекторов Пермского края / П.Н. Рехачев, В.В. Плотников, Н.Н. Барковский, Д.В. Белоглазов, Н. Н. Михайлов, С. Н. Попов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 100–104.
  39. Результаты промышленного тиражирования технологий кислотных обработок с применением отклоняющих систем на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / С.С. Черепанов, Т.Р. Балдина, А.В. Распопов, А.С. Казанцев, С.А. Чалин, С.А. Кондратьев, Т.С. Якимова, В.А. Жигалов, С.Н. Глазырин, О.Б. Кукушкина, М.И. Кашин, А.А. Мокрушин, А.И. Шипилов, М.С. Турбаков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6. – С. 19–28.
  40. Мартюшев, Д.А. Совершенствование кислотных обработок в коллекторах, характеризующихся различной карбонатностью (на примере нефтяных месторождений пермского края) / Д.А. Мартюшев, В.А. Новиков // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331, № 9. – С. 7–17. doi: 10.18799/24131830/2020/9/2800
  41. Fredd, C.N. Alternative stimulation fluids and their impact on carbonate acidizing / C.N. Fredd, H.S. Fogler // SPE Journal. – 1998. Vol 3(1). – P. 34–41. doi: 10.2118/31074-PA
  42. Fredd, C.N. Validation of carbonate matrix stimulation models / C.N. Fredd, M.J. Miller // SPE International Symposium on Formation Damage Control. – 2000. – P. 1–14. SPE-58713-MS. doi: 10.2118/58713-MS
  43. Impact of acid wormhole on the mechanical properties of chalk, limestone, and dolomite: Experimental and modeling studies / A. Mustafa, T. Alzaki, M.S. Aljawad, Th. Solling, J. Dvorkin // Energy reports. – 2022. – No. 8. – P. 605–616. doi: 10.1016/j.egyr.2021.11.249
  44. Андреев, К.В. Анализ применения кислотных составов в высокотемпературных карбонатных коллекторах / К.В. Андреев // Недропользование. – 2021. – № 21(2). – С. 76–83. doi: 10.15593/2712-8008/2021.2.5
  45. Experimental investigation of the acidizing effects on the mechanical properties of carbonated rocks / M. Parandeh, H.Z. Dehkohneh, B.S. Soulgani // Geoenergy science and engineering. – 2023. – Vol. 222. – P. 1–11. doi: 10.1016/j.geoen.2023.211447

Statistics

Views

Abstract - 2

PDF (Russian) - 0

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2025 Muminov S.A., Chernyshov S.E., Popov S.N., Wang X., Derendyaev V.V.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies