ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ И СКОРОСТИ ЗАКАЧКИ КИСЛОТЫ НА РАЗВИТИЕ ЧЕРВОТОЧИН ПРИ ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ

Аннотация


Карбонатные породы содержат около 60 % мировых запасов нефти и газа. Для стимуляции скважин, вскрывающих карбонатные коллекторы, широко используются солянокислотные обработки, в основе которых лежит химическая реакция соляной кислоты с карбонатными минералами. Карбонатные коллекторы, как правило, обладают значительной неоднородностью, поэтому при закачке кислоты в пласт в призабойной зоне скважины происходит неравномерное растворение породы кислотой, в результате чего образуются высокопроводящие каналы фильтрации (червоточины) сложной геометрии, обеспечивающие хорошую гидродинамическую связь скважины с пластом. Для определенной системы «порода - кислотный состав» существует оптимальная скорость закачки, которая позволяет получать длинные малоразветвленные червоточины при минимальном объеме закачки кислоты. На величину оптимальной скорости закачки оказывает влияние множество факторов, таких как давление, температура, концентрация кислоты, композиционный состав раствора, минеральный состав породы и т.д. Основным методом определения оптимальных параметров кислотного воздействия на околоскважинную зону пласта на сегодняшний день являются лабораторные эксперименты. В работе приведены сводные результаты анализа влияния различных факторов на оптимальную скорость закачки и величину прокачанных поровых объемов кислотного состава до момента выхода червоточины из образца. Показано, что факторы комплексно влияют на эффективность кислотного воздействия и требуется их одновременный учет при проведении лабораторных экспериментов. Результаты выполненного анализа были учтены при планировании дальнейших лабораторных исследований. В рамках проектирования солянокислотных обработок на скважинах одного из карбонатных месторождений Ирака проведены лабораторные опыты по оценке влияния концентрации кислоты и скорости закачки на эффективность кислотного воздействия при условиях, ожидаемых в случае применения солянокислотной обработки. Определены параметры закачки, позволяющие получать оптимальную структуру червоточин при минимальном объеме закачки кислоты. Результаты выполненных исследований успешно использовались при проектировании солянокислотных обработок на скважинах рассмотренного месторождения.


Полный текст

Введение Карбонатные породы содержат около 60 % мировых запасов нефти и газа [1-4]. К ним принято относить осадочные образования, сложенные на 50 % и более карбонатными минералами [5], основными из которых являются кальцит (CaCO3) и доломит (CaMg(CO3)2). Для интенсификации притока флюидов в скважину, вскрывающую карбонатный резервуар, широко применяются солянокислотные обработки (СКО) околоскважинной зоны пласта (ОЗП). В основе данного типа стимуляции лежит взаимодействие кислотных растворов, преимущественно на базе соляной кислоты (HCl), с карбонатными минералами. Как показали многочисленные лабораторные эксперименты, при закачке кислоты в карбонатный коллектор образуются так называемые червоточины, которые представляют собой высокопроницаемые каналы сложной геометрии, проникающие в пласт на глубину до нескольких метров и тем самым обеспечивающие хорошую гидродинамическую связь пласта со стволом скважины (рис. 1). Форма и глубина проникновения червоточин зависит от множества факторов, таких как состав кислотного раствора, минералогический состав породы, насыщение пласта, неоднородность породы, скорость закачки, тип заканчивания скважины и т.д. При проектировании СКО одной из основных целей является подбор оптимальных кислотных составов и параметров закачки для условий конкретной залежи, позволяющих получить длинные малоразветвленные червоточины при минимальном объеме закачки кислоты. На сегодняшний день основным способом изучения процессов, происходящих при СКО, являются лабораторные эксперименты. Как правило, учет всех возможных факторов, влияющих на эффективность кислотного воздействия, при проведении экспериментов - трудоемкая задача. Как показал анализ, целью большинства опубликованных работ было изучение влияния отдельных факторов на эффективность кислотного воздействия. При этом возможное одновременное влияние нескольких факторов не рассматривалось. Кроме того, в большинстве работ эксперименты проведены в условиях, значительно отличающихся от реальных, возникающих при СКО. Использование данных результатов на практике может приводить к значительным погрешностям получаемых оценок. Рис. 1. 3D-визуализация червоточин на основе компьютерной томографии [6-8] Определение факторов, одновременный учет которых необходим при проведении лабораторных исследований, и получение корреляционных зависимостей, позволяющих на практике прогнозировать процесс развития червоточин в околоскважинной зоне пласта, является актуальной задачей. Краткий анализ факторов, влияющих на эффективность кислотного воздействия Изучению кислотного воздействия на карбонатные пласты посвящено значительное количество работ. Как правило, авторами на основе лабораторных экспериментов исследуется влияние одного или нескольких факторов на эффективность кислотного воздействия. К таким факторам относятся: · скорость и объем закачки кислоты [9-16]; · температура, при которой происходит воздействие [9, 10, 17, 18]; · концентрация соляной кислоты [9, 10, 14, 17-19]; · давление, при котором происходит воздействие [20]; · насыщение образцов флюидами [21-24]; · композиционный состав закачиваемых растворов [9, 14, 15, 17, 18, 23, 25-49]; · размер образцов [17, 19, 45]; · геометрия потока (радиальная, линейная) [6, 10, 11, 50-53]; · минеральный состав (кальцит, доломит) [9, 54]; · фильтрационные свойства и структура порового пространства [10, 14, 17, 28, 40, 52, 54-60]; · влияние технологии заканчивания скважины и особенностей стимуляции [61-63]. Охватить полный перечень выполненных работ не представляется возможным. Это связанно с многообразием используемых кислотных составов, возникающих условий при их закачке, составом насыщающих ОЗП флюидов, структурой порового пространства, минеральным составом породы и т.д. Как показали многочисленные эксперименты, для определенной системы «порода - кислотный состав» в зависимости от скорости закачки можно получить различную структуру растворения породы (рис. 2): · компактное растворение; · образование конических червоточин; · образование доминантных червоточин (длинные, узкие, маловетвистые червоточины - оптимальный вариант); · сильно разветвленная структура червоточин; · равномерное растворение. При минимальных скоростях закачки весь раствор реагирует на входе в образец, полностью его растворяя. В данном случае для достижения определенной глубины проникновения требуется значительный объем кислотного состава (КС). При более высокой скорости закачки кислота проникает в породу, создавая канал растворения - червоточину, однако значительная часть раствора реагирует на стенках червоточины, тем самым создавая ее конусообразную структуру. Объем КС для достижения определенной глубины проникновения червоточин значительно ниже по сравнению с компактным растворением. В случае если скорости закачки достаточно для доставки КС до кончика червоточины, то в результате реакции происходит ее дальнейший рост и образуется так называемая доминантная червоточина, развивающаяся путем растворения пор с максимальным диаметром. Данная структура является наиболее оптимальной, так как позволяет достичь необходимую глубину проникновения при минимальном объеме закачки. Более высокие скорости закачки приводят к образованию ответвлений от доминантной червоточины, так как раствор начинает задавливаться в более мелкие поры и рост доминантной червоточины замедляется, а следовательно, увеличивается общий объем КС, требуемого для достижения ее проникновения на необходимую глубину. При экстремально высоких скоростях закачки кислота проникает во все более мелкие поры, приводя к равномерному их растворению и росту требуемого объема КС для достижения необходимой глубины проникновения. Результаты лабораторных экспериментов в наиболее простом виде можно представить как зависимости числа прокачанных поровых объемов раствора до выхода червоточины из образца (PVBT) от скорости закачки (Vi) (рис. 3). На рисунке приведены результаты нескольких экспериментов, проведенных при разных условиях. Точка минимума на каждой из кривых определяет оптимальную скорость закачки. Рис. 2. Вид растворенного порового пространства, полученного при закачке соляной кислоты в линейный образец керна, при различных скоростях нагнетания [12] Рис. 3. Результаты лабораторных экспериментов по оценке эффективности развития червоточин [64] С целью определения факторов, требующих учета при проведении лабораторных экспериментов по изучению эффективности кислотного воздействия, проведен анализ результатов исследований, опубликованных в литературе. Сводные результаты анализа влияния различных факторов на оптимальную скорость закачки и величину PVBT, а также важность и возможность их учета в лабораторных условиях при промышленных объемах исследований приведены в табл. 1. Как видно из табл. 1, все рассмотренные факторы, за исключением давления, в случае, если оно превышает давление перехода образующегося углекислого газа в жидкое состояние или состояние сверхкритичного флюида, имеют высокое влияние на получаемые при лабораторных исследованиях результаты. Это говорит о том, что их учет важен при проведении экспериментов. Часть факторов при их изменении имеют разнонаправленное влияние на оптимальную скорость закачки и величину PVBT. Кроме того, одновременное проявление разных факторов, что наблюдается на практике, также может приводить к различному направлению изменения оптимальных параметров закачки. Учет части факторов при массовых лабораторных экспериментах является сложновыполнимым из-за ограничений размеров отбираемых образцов и используемого оборудования. Для их учета необходимо применение корреляций, встречающихся в научной литературе. Таблица 1 Сводные результаты анализа влияния различных факторов на оптимальную скорость закачки и величину PVBT Фактор Важность учета при лабораторных экспериментах Изменение оптимальной скорости при росте параметра Изменение PVBT при росте параметра Возможность учета ожидаемых при СКО данных в лабораторных исследованиях Температура Высокая Увеличение Разнонаправленное Возможно Концентрация HCl Высокая Увеличение Снижение Возможно Давление ниже 69 атм (1000 psi) Высокая Снижение Увеличение Возможно выше 69 атм (1000 psi) Низкая Низкое влияние Низкое влияние - Насыщение углеводородов Высокая Снижение Снижение Возможно Композиционный состав закачиваемого флюида Высокая Разнонаправленное Разнонаправленное Возможно Влияние фильтрационных свойств, структуры порового пространства и минерального состава Высокая Разнонаправленное Разнонаправленное Возможно Влияние размеров образцов Высокая Увеличение Увеличение Использование образцов, соизмеримых с ОЗП, проблематично Влияние наличия чистоты перфорационных каналов Высокая Снижение Снижение Использование образцов, соизмеримых с влиянием перфорационных каналов в ОЗП, проблематично Влияние эффекта струи из-за особенностей стимуляции скважин Высокая Снижение Снижение Использование образцов, соизмеримых с ОЗП, проблематично Переход от линейных образцов к радиальным Высокая Увеличение Увеличение Использование образцов, соизмеримых с ОЗП, проблематично Анализ показал, что для получения корреляционных зависимостей, позволяющих на практике прогнозировать развитие червоточин в ОЗП, лабораторные эксперименты необходимо проводить в условиях, максимально приближенных к ожидаемым при СКО, на репрезентативных образцах керна конкретного месторождения. Лабораторное изучение влияния концентрации и скорости закачки растворов соляной кислоты при пластовых условиях одного из месторождений Ирака Объект исследования В качестве объекта исследования рассмотрено месторождение, расположенное в нефтяной провинции Загрос, Ирак. Основным продуктивным объектом является формация Мауддуд верхнемелового возраста, в пределах которой выделяются восемь пластов (A, B, C, D, E, F, G, H). Основной объем запасов (около 80 %) сосредоточен в пластах В и D, дающих до 94 % добычи по месторождению. По этим причинам основной акцент исследований был сделан на эти пласты. Продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами порового типа, содержащими легкую нефть. Из-за геологических особенностей первичное вскрытие продуктивных пластов происходит на значительной репрессии, в связи с чем возникает кольматация ОЗП. Как показал опыт тестирования первых оценочных скважин, для получения промышленных притоков нефти требуется стимуляция скважин кислотными составами. С целью исследования свойств пластов и оптимизации стимуляции добывающих скважин были проведены лабораторные эксперименты на образцах керна, отобранных из оценочных скважин. Определение условий проведения экспериментов При определении условий проведения лабораторных экспериментов по закачке кислотных составов в керновые образцы был учтен выполненный анализ факторов, оказывающих влияние на результаты экспериментов. В связи с этим было принято решение провести эксперименты по оценке влияния скорости закачки кислотного раствора и его концентрации в условиях, воспроизводящих ожидаемые при стимуляции скважин (температура, давление, насыщение, вязкость пластовых флюидов, композиционный состав и концентрация кислоты). Подготовка образцов к исследованиям Перед проведением работ для оценки репрезентативности образцов были выполнены компьютерная томография (CT scanning), их очистка и подготовка к исследованиям. С целью определения количественного содержания минералов, содержащихся в образцах, проведен рентгенографический дифракционный анализ (XRD). Результаты анализа 18 образцов (табл. 2) показали, что порода состоит из микритового известняка с преобладанием кальцита (более 95 %) и небольшим количеством кварца и доломита. Для оценки влияния концентрации кислоты и скорости ее закачки на образование червоточин была сделана выборка образцов, характеризующая средние параметры двух основных пластов, приведены в табл. 3. После замера основных параметров образец насыщался пластовой водой до 100 % с использованием сатуратора, затем для получения остаточной водонасыщенности он насыщался искусственным образцом нефти, имеющим вязкость, эквивалентную пластовой нефти, при пластовой температуре и давлении с использованием ультрацентрифуги. После этого образец помещался в установку для исследования, которые проводились при условиях, соответствующих пластовым: давление обжима - 1098,94 атм; поровое давление - 501,7 атм; эффективное давление - 597,24 атм; вязкость нефти - 0,37 сР; вязкость воды - 0,569 сР; пластовая температура - 120 °С. Проведение экспериментов по оценке влияния концентрации кислоты на образование червоточин Перед началом закачки кислоты оценивалась эффективной проницаемости по нефти. В процессе закачки замерялся перепад давления между входом и выходом образца. Закачка кислоты с разной концентрацией проводилась с расходом 1 см3/мин до момента выхода червоточины из образца (резкое снижение перепада давления). На момент выхода червоточины фиксировался объем закачанной кислоты. Далее через образец прокачивалось 2 л дистиллированной воды с расходом 1 см3/мин. После окончания эксперимента делался визуальный осмотр образцов (с фотографированием) и анализ с использованием микрокомпьютерной томографии (micro-CT). Пример одного из исследований приведен на рис. 4, а. Таблица 2 Результаты рентгенографического дифракционного анализа образцов керна Скважина № образца п/п Глубина, м Пласт Кальцит Кварц Доломит Сумма W-1 27 4520,6 B 99,6 0,4 0 100 40 4522,6 B 99,6 0,4 0 100 52 4524,6 B 99 1,0 0 100 72 4527 B 99,3 0,7 0 100 84 4528,4 B 99,6 0,4 0 100 91 4530,2 B 99,4 0,6 0 100 164 4600,9 B 99,5 0,5 0 100 181 4605,1 B 99,5 0,5 0 100 192 4606,3 D 99,3 0,7 0 100 200 4607,4 D 99,5 0,5 0 100 W-2 5 4581,5 D 95,6 0,4 4 100 10 4582,7 D 99,5 0,5 0 100 11 4582,8 D 99,5 0,5 0 100 17 4583,4 D 99,6 0,4 0 100 47 4586,8 D 99,5 0,5 0 100 58 4589,3 D 99,6 0,4 0 100 70 4590,6 D 99,6 0,4 0 100 W-3 56 4601,1 D 99,1 0,9 0 100 Всего было выполнено по три исследования на каждый из пластов (МБ и МД) с различной концентрацией кислоты (5; 10 и 15 %). Результаты экспериментов приведены в табл. 4. Сравнение полученных структур червоточин приведено на рис. 5. По результатам исследования видно, что концентрация кислоты влияет на развитие червоточин. При скорости закачки 1 см3/мин наиболее оптимальная структура червоточин (длинные, малоразветвленные, образующиеся при минимальном объеме закачиваемого кислотного состава) образуется при закачке 5 % кислоты, при этом расходуется минимальный объем кислоты (около 1,0-1,2 см3 в эквиваленте 15%-ной кислоты). С другой стороны, общий объем закачанного раствора является максимальным. Вопрос влияния концентрации кислоты на развитие червоточин требует дальнейшего изучения, в частности изучения влияния скорости закачки при изменении концентрации кислоты. Проведение экспериментов по оценке влияния скорости закачки кислоты на образование червоточин Эксперименты проводились при пластовых условиях. В процессе закачки замерялся перепад давления между входом и выходом образца. Закачка кислоты с наиболее часто используемой на практике 15%-ной концентрацией осуществлялась с разными расходами до момента выхода червоточины из образца (резкое снижение перепада давления). На момент выхода червоточины фиксировался объем закачанной кислоты. Далее через образец прокачивалось 2 л дистиллированной воды с тем же расходом, что и при закачке кислоты. После окончания эксперимента делался визуальный осмотр образцов (с фотографированием) и анализ с использованием микрокомпьютерной томографии. Пример одного из исследований приведен на рис. 4, б. Всего было выполнено по пять исследований на каждый из пластов (Б и Д). Результаты экспериментов приведены в табл. 5. Таблица 3 Основные параметры образцов керна, отобранных для исследования эффективности кислотного воздействия № образца п/п Глубина, м Пласт Длина, см Объем образца, см3 Поровый объем, см3 Пористость, % Плотность скелета, г/см3 Проницаемость по газу, мД 88 4528,97 B 3,83 42,70 5,89 13,80 2,69 2,65 90 4530,15 B 3,51 38,98 6,03 15,50 2,69 2,75 102 4532,24 B 3,59 39,77 5,31 13,30 2,69 3,38 124 4596,37 D 3,19 35,49 5,53 15,60 2,68 7,25 131 4597,45 D 3,36 36,36 5,93 16,30 2,68 9,14 135 4597,78 D 3,46 38,26 6,31 16,50 2,69 10,10 58 4525,09 B 3,30 36,85 6,25 17,00 2,69 3,39 60 4525,2 B 3,86 42,93 7,00 16,30 2,70 2,94 62 4525,43 B 3,53 39,14 6,88 17,60 2,70 3,69 73 4527,04 B 3,51 39,09 5,60 14,30 2,70 2,52 74 4527,18 B 3,27 36,18 5,61 15,50 2,70 3,59 105 4594,23 D 3,35 37,30 6,25 16,80 2,68 8,65 112 4595,2 D 3,11 34,57 5,68 16,40 2.68 9,92 115 4595,58 D 3,23 35,96 6,01 16,70 2,69 8,15 118 4595,86 D 3,16 35,09 6,01 17,10 2,68 10,60 128 4596,81 D 3,39 37,66 6,00 15,90 2,68 11,10 Таблица 4 Сводные результаты экспериментов по оценке влияния концентрации закачиваемой кислоты на развитие червоточин № образца п/п Пласт Концентрация кислоты, % Эффективная проницаемость по нефти, мД Скорость закачки, см/ мин Закачанный объем кислоты до момента выхода червоточины, см3 Время до выхода червоточины, с Эквивалент объему 15%-ной кислоты, см3 88 B 5 1,03 0,090 3,50 210 1,167 90 B 10 0,98 0,090 2,50 150 1,667 102 B 15 1,10 0,090 2,00 120 2,000 124 D 5 3,64 0,090 3,00 180 1,000 131 D 10 3,61 0,092 2,25 135 1,500 135 D 15 3,79 1,00 1,50 90 1,500 а б Рис. 4. Результаты экспериментов по оценке влияния на развитие червоточин: а - 5%-ной концентрации кислоты (образец № 88); б - скорости закачки 15%-ной кислоты (образец № 58, расход - 0,2 см3/мин) Рис. 5. Сравнение структуры развития червоточин в зависимости от концентрации закачиваемой кислоты Таблица 5 Сводные результаты экспериментов по оценке влияния скорости закачиваемой кислоты (15 %) на развитие червоточин № образца п/п Пласт Эффективная проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности, мД Скорость закачки, см/мин Закачанный объем кислоты до момента выхода червоточины, см3 Время до выхода червоточины, с 60 B 0,92 0,045 5,75 690 62 B 1,34 0,090 2,30 138 73 B 0,90 0,449 2,50 30 74 B 1,16 0,904 2,50 15 102 B 1,10 0,090 2,00 120 112 D 4,36 0,045 3,50 420 115 D 3,81 0,090 2,00 120 118 D 5,36 0,450 4,20 50.4 128 D 5,45 0,900 3,00 18 135 D 3,79 0,090 1,50 90 Рис. 6. Структура развития червоточин в зависимости от скорости закачиваемой кислоты (15 %) Сравнение полученных структур червоточин приведено на рис. 6. По результатам исследования видно, что скорость закачки кислоты оказывает влияние на развитие червоточин. Наиболее оптимальная структура (длинные малоразветвленные червоточины, образующиеся при минимальном объеме закачиваемого кислотного состава) образуется при закачке кислоты со скоростью около 0,6 см/мин (рис. 7). Результаты экспериментов для обоих пластов можно описать одной зависимостью прокачанных поровых объемов кислоты до выхода червоточины из образца от скорости закачки. Полученные значения оптимальной скорости закачки и соответствующей ей величины объема закачанной кислоты использовались при проектировании СКО добывающих скважин в разработанном нами симуляторе кислотного воздействия. Это позволило достичь среднего скин-фактора по добывающим скважинам (4,7) и охвата продуктивной толщины обработкой до 95 %. Практические примеры использования, а также особенности симулятора приведены в работе [66]. Рис. 7. Результаты сопоставления выполненных экспериментов (черная кривая) с данными, приведенными в работах [27, 64] Выводы 1. Многочисленными исследованиями подтверждено, что для определенной системы «порода - кислотный состав» существует оптимальная скорость закачки, позволяющая создавать длинные малоразветвленные каналы фильтрации (червоточины) при минимальном объеме закачки кислоты (PVBT). 2. На форму и глубину проникновения червоточин оказывает влияние множество факторов, таких как состав кислотного раствора, минералогический состав породы, насыщение пласта, неоднородность породы, скорость закачки, тип заканчивания скважины и т.д. 3. Факторы комплексно влияют на эффективность кислотного воздействия, причем в некоторых случаях разнонаправленно. Для получения результатов, которые могут быть использованы на практике, необходимо проведение экспериментов на образцах конкретного месторождения, насыщенных флюидами, ожидаемыми в ОЗП при проведении СКО, с использованием планируемых для закачки растворов, при давлениях и температурах, ожидаемых при СКО. 4. С целью проектирования СКО для одного из месторождений Ирака выполнены исследования по влиянию концентрации кислоты и скорости закачки на эффективность кислотного воздействия в условиях, максимально приближенных к ожидаемым при проведении СКО. 5. При линейной скорости закачки 0,5 см/мин наиболее оптимальная структура червоточин для условий рассматриваемого месторождения образуется при пониженной концентрации кислоты. 6. Оптимальная скорость закачки 15%-ной соляной кислоты на исследованных образцах составила 0,6 см/мин. 7. Полученные результаты успешно использовались при проектировании СКО на 19 скважинах в качестве исходных данных для симулятора кислотного воздействия.

Об авторах

Ринат Альвертович Хузин

Газпромнефть Бадра Б.В

Автор, ответственный за переписку.
Email: Khuzin.ra@gazpromneft-badra.com
8070, Ирак, г. Багдад, Ройял Тьюлип Аль-Рашид Хоутел, офис 335

начальник управления разработки

Григорий Петрович Хижняк

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Email: xgp@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

доктор технических наук, доцент, заведующий кафедрой нефтегазовых технологий

Список литературы

  1. Chang F. Technology focus: matrix stimulation. Society of Petroleum Engineers, 2017, June 1. doi: 10.2118/0617-0064-JPT
  2. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: в 5 т. Т. 4. Кислотная обработка скважин. - М.: Интерконтакт Наука, 2010. - 703 с.
  3. Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура А.В. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. - М.: Недра, 1987. - 230 с.
  4. Давыдов A.B., Черницкий A.B. Разработка месторождений с карбонатными коллекторами: Текущее состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 3. - С. 18-21.
  5. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. - Л.: Недра, 1981. - 255 с.
  6. New insights into carbonate matrix stimulation from high-resolution 3D images of wormholes obtained in radial acidizing experiments / G. Aidagulov, X. Qiu, D. Brady, M. Abbad, Y. Onel, U. Ewert // Society of Petroleum Engineers. - 2018. - August 16. doi: 10.2118/192366-MS
  7. Seagraves A.N., Smart M.E., Ziauddin M.E. Fundamental wormhole characteristics in acid stimulation of perforated carbonates // Society of Petroleum Engineers. - 2018. - February 7. - doi: 10.2118/189506-MS
  8. Understanding wormholes in carbonates: unprecedented experimental scale and 3-D visualization / D. McDuff, C.E. Shuchart, S. Jackson, D. Postl, J.S. Brown // Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. doi: 10.2118/134379-MS
  9. Wang Y., Hill A.D., Schechter R.S. The optimum injection rate for matrix acidizing of carbonate formations // Society of Petroleum Engineers. - 1993. - January 1. doi: 10.2118/26578-MS
  10. Frick T.P., Mostofizadeh B., Economides M.J. Analysis of radial core experiments for hydrochloric acid interaction with limestones // Society of Petroleum Engineers. - 1994. - January 1. doi: 10.2118/27402-MS
  11. Mostofizadeh B., Economides M.J. Optimum injection rate from radial acidizing experiments // Society of Petroleum Engineers. - 1994. - January 1. doi: 10.2118/28547-MS
  12. Fredd C.N., Miller M.J. Validation of carbonate matrix stimulation models // Society of Petroleum Engineers. - 2000. - January 1. doi: 10.2118/58713-MS
  13. Мищенков И.С., Трошков С.А. Влияние скорости движения соляной кислоты на скорость растворения карбонатной породы // Нефтяное хозяйство. - 1986. - № 5. - С. 48-49.
  14. Подбор оптимальной кислотной композиции для проведения кислотного воздействия на низкопроницаемых карбонатных коллекторах / Н.Н. Орлов, А.Р. Туриянов, Р.Р. Загиров, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан // Нефтепромысловое дело. - 2017. - № 3. - С. 37-42.
  15. Глущенко В.Н., Хижняк Г.П. Солянокислый состав с использованием лигносульфонатов технических для обработки призабойной зоны // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. - № 9. - С. 55-60.
  16. Dong K., Zhu D., Hill A.D. Theoretical and experimental study on optimal injection rates in carbonate acidizing // Society of Petroleum Engineers. - 2016. - February 24. doi: 10.2118/178961-MS
  17. Bazin B. From matrix acidizing to acid fracturing: a laboratory evaluation of acid/rock interactions // Society of Petroleum Engineers. - 2001. - February 1. doi: 10.2118/66566-PA
  18. Fredd C.N., Fogler H.S. Optimum conditions for wormhole formation in carbonate porous media: influence of transport and reaction // Society of Petroleum Engineers. - 1999. - September 1. doi: 10.2118/56995-PA
  19. Gadiyar B.R., Civan F. Acidization-induced formation damage: experimental and modeling studies // Society of Petroleum Engineers. - 1994. - January 1. doi: 10.2118/27400-MS
  20. Cheng H., Zhu D., Hill A.D. The effect of evolved CO2 on wormhole propagation in carbonate acidizing // Society of Petroleum Engineers. - 2016. - February 24. doi: 10.2118/178962-MS
  21. Shukla S., Zhu D., Hill A.D. Gas assisted acidizing of carbonate formations // Society of Petroleum Engineers. - 2003. - January 1. doi: 10.2118/82273-MS
  22. Kumar R., He J., Nasr-El-Din H. New insights on the effect of oil saturation on the optimum acid injection rate in carbonate acidizing // Society of Petroleum Engineers. - 2014. - April 12. doi: 10.2118/169134-MS
  23. Wormhole propagation in tar during matrix acidizing of carbonate formations / S. Almutairi, M.A. Al-Obied, I. AlYami, A. Shebatalhamd, D.A. Al-Shehri // Society of Petroleum Engineers. - 2012. - January 1. doi: 10.2118/151560-MS
  24. Kumar R., He J., Nasr-El-Din H. Effect of oil saturation on acid propagation during matrix acidization of carbonate rocks // Society of Petroleum Engineers. - 2014. - May 21. doi: 10.2118/169330-MS
  25. A novel emulsified acid for deep wells stimulation: rheology, stability, and coreflood study / M. Ahmed, A. Sultan, X. Qiu, Z. Sidaoui, A.-A. Ali // Society of Petroleum Engineers. - 2018. - August 16. doi: 10.2118/192312-MS
  26. Improving wormholing efficiency in carbonates with a novel system based on hydrochloric acid / C.S. Daeffler, J.F. del Valle, J. Kariampally, J.E. Elkhoury, N. Max, M. Panga // Society of Petroleum Engineers. - 2018. - February 7. doi: 10.2118/189540-MS
  27. Fredd C.N., Tjia R., Fogler H.S. The existence of an optimum damkohler number for matrix stimulation of carbonate formations // Society of Petroleum Engineers. - 1997. - January 1. doi: 10.2118/38167-MS
  28. Исследование кислотного воздействия с применением потокоотклонителей на карбонатные коллекторы месторождения им. Р. Требса / С.А. Вахрушев, А.Е. Фоломеев, Ю.А. Котенев, Р.М. Набиуллин // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 4. - С. 112-116.
  29. Исследование воздействия кислотогенерирующего состава на керны продуктивных отложений Куюмбинского лицензионного участка / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких, В.А. Колесов, А.Г. Захарян, А.Е. Чикин, Р. Харрис // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 3. - С. 31-35.
  30. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, П.Ю. Илюшин, В.Н. Глущенко, О.А. Пташко // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 11. - С. 116-119.
  31. Определение оптимальной скорости закачки кислотных составов по результатам исследований на кернах / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, В.Н. Глущенко // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 6. - С. 52-54.
  32. Обоснование применения в карбонатных коллекторах потокоотклоняющих технологий на основе кислотных гелеобразующих составов / М.К. Рогачев, Н.С. Ленченков, Д.А. Петров, Л.Е. Ленченкова, Х.И. Акчурин // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 8. - С. 129-131.
  33. Гелеобразующие агенты, применяемые при кислотной обработке / К.А. Кинзябулатова, Г.И. Апкаримова, Е.А. Шафикова, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан // Нефтепромысловое дело. - 2016. - № 11. - С. 39-43.
  34. Новые кислотные составы для селективной обработки порово-трещиноватых коллекторов / А.И. Шипилов, Е.В. Крутихин, Н.В. Кудреватых, А.И. Миков // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №2. - С. 80-83.
  35. Разработка усовершенствованных кислотных стимулирующих композиций «КСК-Татнефть» / Р.М. Рахманов, Ф.З. Исмагилов, Г.Н. Фархутдинов, А.И. Хисамутдинов, М.Х. Мусабиров, Э.М. Абусалимов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 3. - С. 74-77.
  36. Мищенков И.С. Об особенностях воздействия солянокислотной пеной на карбонатную среду // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 1. - С. 63-64.
  37. Подбор эффективных кислотных составов для обработки призабойных зон скважин в карбонатных коллекторах / Г.И. Васясин, И.М. Насибулин, Ю.А. Корнильцев, Б.А. Баймашев, Р.Р. Зарипов, М.П. Круглов, Р.К. Хайртдинов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 4. - С. 17-21.
  38. Повышение эффективности обработок продуктивных пластов композициями на основе соляной кислоты / И.М. Насибулин, Г.И. Васясин, Б.А. Баймашев, Р.Р. Ахметзянов, Р.Р. Харитонов // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 8. - С. 25-27.
  39. Гайнетдинов Р.Ф., Рахимов Р.Л., Насибулин И.М. Повышение эффективности кислотного воздействия на основании результатов исследования керна // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. - № 11. - С. 46-52.
  40. Насибулин И.М., Мисолина Н.А., Баймашев Б.А. Современные представления о влиянии геологических факторов, определяющих процесс взаимодействия кислотных растворов с карбонатной породой // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 3. - С. 56-61.
  41. Физическое моделирование технологии водоизоляции трещин для последующей кислотной стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов, Г.Т. Булгакова, А.Р. Шарифуллин, А.К. Макатров, А.Г. Телин, А.В. Пестриков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 7. - С. 44-50.
  42. Глущенко В.Н., Пташко О.А. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2014. - № 11. - C. 46-56.
  43. Солодовников А.О., Андреев О.В., Киселев К.В. Влияние скорости закачки растворов кислотообразующих реагентов на структуру каналов фильтрации // Башкирский химический журнал. - 2013. - Т. 24, № 1. - С. 135-137.
  44. Nino-Penaloza A., Gomaa A.M. New insights on chemical diversion in carbonate acidizing: experimental and simulation-based study // Society of Petroleum Engineers. - 2016. - September 26. doi: 10.2118/181485-MS
  45. Ameri A., Raoof A., Blonk C., Cnudde V. Detailed modeling of carbonate acidizing by coupling a multi-purpose pore-network simulator to the chemistry package PHREEQC - application to chelating Agents // Society of Petroleum Engineers. - 2017. - May 17. doi: 10.2118/185532-MS
  46. Li X., Chen Y., Yang Z., Chen F. Large-scale visual experiment and numerical simulation of acid fingering during carbonate acid fracturing // Society of Petroleum Engineers. - 2017. - October 17. doi: 10.2118/187019-MS
  47. Acid diversion in carbonates with nanoparticles-based in situ gelled acid / E. Abdelfatah, S. Bang, M. Pournik, B.J. Shiau, J. Harwell, M. Haroun, M. Rahman // Society of Petroleum Engineers. - 2017. - November 13. doi: 10.2118/188188-MS
  48. Evaluation of the effectiveness of matrix stimulation recipes for high CO2 carbonate reservoirs for bypassing formation damage / Y. Sazali, S. Misra, W.L. Sazali, J.M. Ibrahim, G.M. Graham, S.L. Kidd, S. Gödeke // Society of Petroleum Engineers. - 2018. - February 7. doi: 10.2118/189567-MS
  49. Huang J., Safari R., Fragachan F.E. Applications of self-degradable particulate diverters in wellbore stimulations: hydraulic fracturing and matrix acidizing case studies // Society of Petroleum Engineers. - 2018. - October 16. doi: 10.2118/191408-18IHFT-MS
  50. HP/HT carbonate acidizing - recent discoveries and contradictions in wormhole phenomenon / C. Karale, A. Beuterbaugh, M. Pinto, G. Hipparge, A. Prakash // Offshore Technology Conference. - 2016. - March 22. doi: 10.4043/26714-MS
  51. Experimental investigation of radial and linear acid injection into carbonates for well stimulation Operations / X. Qiu, E. Edelman, G. Aidagulov, M. Ghommem, D. Brady, M. Abbad // Society of Petroleum Engineers. - 2018. - August 16. doi: 10.2118/192261-MS
  52. Effects of pre-existing fractures on carbonate matrix stimulation studied by large-scale radial acidizing experiments / G. Aidagulov, D. Gwaba, R. Kayumov, A. Sultan, M. Aly, X. Qiu, M. Abbad // Society of Petroleum Engineers. - 2019. - March 15. doi: 10.2118/195153-MS
  53. Understanding wormholes in carbonates: unprecedented experimental scale and 3D visualization / D. McDuff, S. Jackson, C. Shuchart, D. Postl // Society of Petroleum Engineers. - 2010. - October 1. doi: 10.2118/129329-JPT
  54. Постников А.В., Космынин В.А. Изменение коллекторских свойств в результате кислотной обработки // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2009. - № 1/254. - С. 7-13.
  55. An integrated theoretical and experimental study on the effects of multiscale heterogeneities in matrix acidizing of carbonates / O. Izgec, R.S. Keys, D. Zhu, A.D. Hill // Society of Petroleum Engineers. - 2008. - January 1. doi: 10.2118/115143-MS
  56. Izgec O., Zhu D., Hill A.D. Models and methods for understanding of early acid breakthrough observed in acid core-floods of vuggy carbonates // Society of Petroleum Engineers. - 2009. - January 1. doi: 10.2118/122357-MS
  57. Characterization of rock pore-size distribution and its effects on wormhole propagation / D. Dubetz, H. Cheng, D. Zhu, A.D. Hill // Society of Petroleum Engineers. - 2016. - September 26. doi: 10.2118/181725-MS
  58. Etten J., Zhu D., Hill A.D. The combined effect of permeability and pore structure on carbonate matrix Acidizing // Society of Petroleum Engineers. - 2015. - June 1. doi: 10.2118/174314-MS
  59. Физическое моделирование процессов интенсификации добычи из карбонатных коллекторов / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, М.В. Чертенков, И.Б. Иванишин // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 9. - С. 92-95.
  60. Физическое моделирование процессов интенсификации добычи в низкопроницаемых карбонатных коллекторах / М.В. Чертенков, А.А. Алероев, И.Б. Иванишин, И.В. Язынина, Е.В. Шеляго // Нефтяное хозяйство. - 2015. - №10. - С. 90-92.
  61. Influence of transport conditions on optimal injection rate for acid jetting in carbonate Reservoirs / D. Ridner, T. Frick, D. Zhu, A.D. Hill, R. Angeles, N. Vishnumolakala, C. Shuchart // Society of Petroleum Engineers. - 2018. - February 7. doi: 10.2118/189546-MS
  62. Effective matrix acidizing in carbonate reservoir - does perforating matter? / K.M. Bartko, F.F. Chang, L.A. Behrmann, I.C. Walton // Society of Petroleum Engineers. - 2007. - January 1. doi: 10.2118/105022-MS
  63. An evaluation of the impact of reactive perforating charges on acid wormholing in carbonates / N.J. Diaz, M.R. Bell, J.T. Hardesty, A.D. Hill, H.A. Nasr-El-Din // Society of Petroleum Engineers. - 2010. - January 1. doi: 10.2118/138434-MS
  64. Buijse M.A., Glasbergen G. A semi-empirical model to calculate wormhole growth in carbonate acidizing // Society of Petroleum Engineers. - 2005. - January 1. doi: 10.2118/96892-MS
  65. Revisiting reaction kinetics and wormholing phenomena during carbonate acidizing / X.W. Qiu, W. Zhao, S.J. Dyer, A. Al Dossary, S. Khan, A.S. Sultan // International Petroleum Technology Conference. - 2014. - January 19. doi: 10.2523/IPTC-17285-MS
  66. Khuzin R., Shevko N., Melnikov S. Improving well stimulation technology based on acid stimulation modeling, lab and field data integration // Society of Petroleum Engineers. - 2019. - October. - 196976-MS.

Статистика

Просмотры

Аннотация - 288

PDF (Russian) - 160

PDF (English) - 67

Ссылки

  • Ссылки не определены.

© Хузин Р.А., Хижняк Г.П., 2019

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах