Кислотное воздействие на горные породы (стр. 12 )

                                               (2.5),

где Ef – константа скорости химической реакции при пластовых условиях, вычисляемая по формуле:

                                       (2.6),

Здесь С – концентрация соляной кислоты, кг*мольHCl/м3 раствора;

? – показатель реакции; м/с;

Ef0 – константа скорости химической реакции при нормальных условиях кг*мольHCl/м2*с (кг*мольHCl/м3 раствора)?);

– энергия активации;

T – температура, К0.

Скорость движения кислотного раствора вычисляется для скважинных условий по выражению:

                                       (2.7),

где q – скорость закачки кислотного раствора в скважину на 1 м продуктивного пласта, м3/с;

dc – диаметр скважины, м.

Утверждается [4], что структура растворения породы кислотой зависит от числа Дамколера – при высоких значениях Dа растворение идет в режиме образования каверн. При числах Dа<1 в результате растворения имеют место «червоточины» с распространением их на большую глубину. В случае очень низких Dа<0,1 горные породы интенсивно растворяются с образованием больших широких каверн, распространяющихся на большую глубину.

На деле, продуктивные отложения практически повсеместно неоднородны, что оказывает заметное влияние на режим их растворения кислотой. В результате исследований установлено, что условие начала образования «червоточин» определяется наличием в структуре горной породы пор, площадь сечения которых соответствует числу Да и проницаемости растворяемой породы. Это соответствие описывается выражением:

Ar=0,043(Dаk)2/3                                        (2.8),

где Ar – площадь поперечного сечения поры, м2,

k – проницаемость породы, м2.

Наличие в породе пор, которые могут являться началом образования «червоточин» определяется методом ртутной порометрии. По определенному сечению пор и общей проницаемости образца по указанной формуле оценивается число Dа, которое соответствует кислотной обработке с образованием «червоточин». По полученному значению числа Дамколера появляется возможность рассчитать скорость закачки кислотного раствора.

Принимая во внимание то обстоятельство, что продуктивные отложения обычно состоят из ряда пропластков с различными фильтрационно-емкостными характеристиками, необходимо иметь в виду, что и режимы закачки, соответствующие растворению породы в режиме образования «червоточин» также будут различны для отдельных пропластков. При выборе режима обработки становится целесообразным просчитать показатели процесса по всем пропласткам и выбрать из них тот, который удовлетворяет большинству продуктивных пропластков.

2.6.2.3 Объем закачанной кислоты

Реализация кислотного воздействия априори требует наличия положительного ответа о его прогнозных результатах. В этом направлении были проведены довольно много экспериментальных, статистических, модельных исследований. Одним из наиболее показательных из них является ретроспективный анализ результатов внедрения на скважинах Сорочинско – Никольского месторождения [5]. Для анализа были отобраны только обработки, не являющиеся стартовыми (пуск скважины или горизонта после освоения), а имеющие «базовый» период работы до реализации геолого-технического мероприятия, что позволило зарегистрировать все изменения в работе скважины и оценить дополнительную добычу нефти и продолжительность эффекта после обработки. Дополнительная добыча по многопластовым объектам была поделена между пластами, исходя из условия сходства пластов по генезису, в соответствии с проводимостью пластов, т. е. по величине произведения рабочей толщины нефтеносного пласта на его проницаемость. Для поиска основных закономерностей и зависимых параметров, влияющих на эффективность солянокислотных обработок, было произведено сопоставление эффективности последних и основных  геологических, фильтрационных и технологических показателей (пористость, проницаемость, нефтенасыщенная толщина пласта, проводимость, начальная нефтенасыщенность, коэффициент послойной неоднородности пласта, песчанистость, расчлененность, объем закачки соляной кислоты по 1 м пласта, приведенный к 14% концентрации HCl). Прослеживается прямая зависимость прироста добычи нефти от объемов использованного реагента. Запасы нефти и область дренирования скважины имеют ограниченное значение. По-видимому, следует предполагать влияние других факторов, влияющих на успешность исследуемого геолого-технического мероприятия. Оптимальный объем использования соляной кислоты (1.4 -1.8 м3 на 1 м толщины пласта) определен как среднестатистическая величина по накопленному опыту воздействия.

Для выявления определяющих геолого-физических характеристик были построены сопоставительные гистограммы, которые дали качественную оценку общей закономерности. Из всех рассмотренных параметров значимый согласующийся результат зафиксированный сразу по всем объектам получен по такому показателю, как коэффициент послойной неоднородности пласта (). Этот коэффициент характеризует неоднородность отложений по проницаемости пропластков (по разрезу). Коэффициент послойной неоднородности i-того скважино-объекта определяется как квадрат коэффициента вариации проницаемости слоев объекта и рассчитывается по формуле

                                       (2.9)

где kj –коэффициент проницаемости j-того пропластка i-того скважино-объекта, мкм2;

ni –число продуктивных пропластков в разрезе i-того скважино-объекта.

Следовательно, при выборе скважин-кандидатов для успешного применения кислотного воздействия по рассматриваемому объекту с большой долей вероятности, с целью повышения успешности ГТМ необходимо проводить ранжирование очередности по параметру-коэффициент послойной неоднородности пласта. Возможно, частичное использование остальных упомянутых параметров возможно в виде качественных критериев для повышения вероятности успеха обработки, как локальных закономерностей, характерных в пределах данного пласта.

2.6.2.4 Темпы закачки

Применение различного вида солянокислотных обработок в является основным методом интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов. Целями использования считаются воздействие на породу в прискважинной зоне пласта для снижения скин-эффекта и/или формирование новых каналов («червоточин») в глубине пласта [6]. Здесь условно принято деление:

- СКО – солянокислотные обработки – технологии, основанные на использовании ингибированной соляной кислоты, в т. ч. технология циклической направленной обработки;

- КСК – технологии на основе кислотных стимулирующих композиций, в частности кислотного состава медленного действия и поверхностно-активного кислотного состава.

Были проведены исследования влияния удельных объемов и темпов закачки кислоты на эффективность СКО. Увеличение глубины кислотного воздействия на коллектор достигается не только увеличением удельных объемов закачиваемых кислот, но и обеспечением необходимого темпа закачки в пласт. Невыполнение этого условия приводит к тому, что в более глубокие зоны проникает уже неактивная кислота, либо зона охвата растет не в глубь пласта, а распространяется вдоль ствола скважин. Это может вызвать негативные последствия: подключение водоносных прослоев и образование заколонной циркуляции. В практике кислотных обработок в этом регионе принято считать большеобъемными кислотные обработки с удельным объемом закачиваемой кислоты более 2,5 - 3 м3/м вскрытой толщины (перфорации) пласта и скоростью закачки более 2,5 – 5 л/с.

Установлено, что определенному темпу закачки кислоты в пласт соответствует оптимальный удельный объем кислоты. При увеличении удельного объема кислоты выше оптимального с породой перестает расти в глубь пласта, происходить расширение существующих каналов, в т. ч. вдоль ствола скважины.

Еще одним фактором, определяющим радиус воздействия активной кислоты на пласт является скорость реакции кислотного состава с породой. В результате исследований выявлено снижение обводненности после обработок, проведенных при высоких темпах закачки, что, вероятно, связано с подключением в дренирование ранее не охваченных воздействием зон пласта.  При низких темпах закачки возрастает число скважин с прорывом воды – отмечается рост обводненности более, чем на 20 % с одновременным увеличением продуктивности в 10 – 30 раз. Это объясняется реагированием всего объема кислоты в непосредственной близости от ствола скважины с охватом карбонатов, находящихся ниже и выше интервала перфорации, что повышает риски подключения в процесс дренирования обводненных интервалов [6].

В [7] утверждается, что «Успешность кислотных возрастает, если реакция кислоты с породой протекает с низкой скоростью, что создает условия для более глубокого проникновения кислоты в продуктивный пласт и формирует вокруг скважины зону улучшенной проницаемости».