Preview

Известия высших учебных заведений. Геология и разведка

Расширенный поиск

Исследование процессов создания высокопроводящих каналов фильтрации в образцах керна при моделировании кислотного воздействия на фильтрационной установке

https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-5-17-27

Полный текст:

Аннотация

Введение. Соляно-кислотная обработка на сегодняшний день является одним из основных методов восстановления и улучшения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта. В процессе кислотного воздействия при реакции кислотного состава с горной породой образуются высокопроводящие каналы фильтрации, структура и форма которых характеризуют эффективность воздействия. Вследствие этого в настоящее время активно ведется научная деятельность в области прогнозирования образования каналов фильтрации и изменения фильтрационных характеристик коллекторов, обладающих различными свойствами и типом порового пространства.
Цель. Целью настоящего исследования является изучение факторов, непосредственно влияющих на процесс формирования каналов растворения в образцах керна при моделировании соляно-кислотной обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов на фильтрационной установке. Также к основным задачам относятся определение значимости данных факторов и установление зависимостей, отражающих данное влияние на эффективность технологии стимуляции притока нефти.
Материалы и методы. С целью достижения поставленной цели в настоящей работе использованы результаты фильтрационных и рентгенотомографических исследований на образцах керна, отобранных из научной базы Научно-образовательного центра «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений». Коллекция образцов горной породы представлена различными месторождениями, приуроченными к нефтегазоносным комплексам Пермского края.
Результаты. Анализ результатов лабораторных исследований позволил выявить основные закономерности влияния факторов на процесс образования высокопроводящих каналов фильтрации под воздействием кислотного состава. В результате обработки исследований выявлено, что к данным факторам относятся литолого-минералогический состав, начальные фильтрационные параметры образцов керна, а также тип поровой структуры. В окончании работы приведены четкие зависимости, характеризующие эффективность кислотной обработки.
Заключение. Полученные результаты данного исследования позволят наиболее грамотно и корректно подходить к проектированию мероприятий по интенсификации добычи нефти, учитывая ряд выведенных факторов и их значимость.

Для цитирования:


Равелев К.А., Вяткин К.А., Илюшин П.Ю. Исследование процессов создания высокопроводящих каналов фильтрации в образцах керна при моделировании кислотного воздействия на фильтрационной установке. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2020;63(5):17-27. https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-5-17-27

For citation:


Ravelev K.A., Vyatkin K.A., Ilyushin P.Yu. Creation of high-conductive filtration channels in core samples when simulating acid exposure at a filtering unit. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration. 2020;63(5):17-27. (In Russ.) https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-5-17-27

На территории Пермского края в настоящее время в разработку включено более 50% запасов углеводородного сырья, залегающих в карбонатных коллекторах. Разработка данных месторождений представляет собой ряд нестандартных проектных работ и технологических операций в связи со сложным геологическим строением и неоднородностью пустотного пространства горных пород, литологически представленных карбонатными разностями [1][12][22]. Данные неблагоприятные свойства пластов выражены в наличии в породах каверн и трещин, образовавшихся в результате процессов выщелачивания, доломитизации, кальцитизации и влияния геостатического давления [9][27], что также оказывает влияние на фильтрационно-емкостные свойства карбонатов.

По проведенному авторами настоящего исследования анализу также установлено, что проблемы извлечения углеводородов из карбонатных типов коллекторов часто сопряжены с нарушением гидродинамической связи между горной породой и скважиной в призабойной зоне пласта (ПЗП) [14]. Это происходит вследствие закупоривания каналов фильтрации различными кольматантами при движении пластовых жидкостей к забою и большого количества технологических операций на нефтедобывающих скважинах [2][5][26], что характерно для месторождений Пермского края, так как большинство разрабатываемых объектов находятся на 3 и 4 стадиях разработки. Твердые частицы жидкостей глушения попадают в поры, тем самым еще более занижая естественную проницаемость коллекторов в околоскважинной зоне пласта.

С целью улучшения коллекторских свойств, снижения фильтрационного сопротивления в приближенной зоне пласта применяют соляно-кислотные обработки (СКО) как наиболее эффективные и менее затратные мероприятия по интенсификации добычи нефти [17][31][32][34][35]. Основа кислотного воздействия на продуктивный пласт заключается в растворении породообразующих минералов, приводящем к расширению существующих или созданию новых высокопроводящих каналов фильтрации — «червоточин», стимулируя дополнительный приток нефти к забою скважины. Однако при всех масштабах многократного использования данной технологии и с учетом простоты данного метода 40—45% мероприятий не достигают ожидаемых результатов [30][33].

На сегодняшний день множество научных исследований направлено на изучение процесса создания «червоточины» с формированием модели высокопроводящих каналов в горной породе [8][19][38] и прогнозирование эффективности СКО карбонатных коллекторов [6][13][18]. На современном этапе науки в нефтегазовой области моделирование кислотного воздействия на пласт осуществляется с помощью фильтрационных установок, позволяющих воссоздать приближенную картину процессов растворения кислотным составом (КС) породы при создании пластовых условий [15][24][37]. При имитировании кислотных обработок с целью определения результативности применения кислотной композиции используют такой оценочный параметр, как объем КС, необходимый для создания высокопроводящего канала в образце керна, т.е. для прорыва VКСпр. Обычно данный объем выражен в долях объема пор образца [2][4][5][38]. Также эффективность кислотного воздействия отражается по полученному коэффициенту восстановления Kвос [20][23][25][29][36], определяемому как отношение коэффициентов проницаемости после и до нагнетания КС в керн.

Материалы и методы исследований

В базе Научно-образовательного центра «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений» (НОЦ ГиРНГМ) в процессе выполнения различных договоров, научной деятельности центра накопилось большое количество фильтрационных исследований на стандартных образцах породы различных месторождений Пермского края. Данные эксперименты выполнены с использованием современной модульной компьютеризированной системы AFS-300, позволяющей моделировать кислотное воздействие и оценить объем КС при прорыве. С учетом большого опыта, многообразия свойств продуктивных горных пород и технологических параметров нагнетания КС авторами поставлена цель настоящего исследования, заключающаяся в изучении влияния различных параметров на процесс создания сквозных каналов в образцах горных пород, сложенных, в основном, карбонатами с различным содержанием терригенного материала, тем самым анализируя эффективность кислотного воздействия на пласт в лабораторных условиях.

Исходя из обзора научных публикаций выяснено, что литолого-минералогический состав оказывает непосредственное влияние на успешность СКО [7][10][11][21], обуславливающееся неполнотой растворения породообразующих компонентов. С целью подтверждения данного факта в нижеприведенных исследованиях для выведения закономерности включены такие параметры, как процентные содержания кальцита, доломита и нерастворимого осадка в образцах исследуемых пород. Массовое содержание каждого компонента определялось с помощью прибора — карбонатомера КМ-04М, который имеет сертификат соответствия № ССГП 01.1.1-194.

По мнению авторов предполагается, что начальная абсолютная газопроницаемость керна kгпр будет оказывать существенное влияние на VКСпр, а также на сам процесс развития канала, так как возможны два варианта: расширение существующих, в случае высокопроницаемого образца, или создание новых сквозных каналов. Эти две позиции четко различаются по Kвос и отношению коэффициентов пористости kппосле/kпдо. Кроме того, наглядно это можно увидеть по результатам исследований на микрофокусной системе рентгеновского контроля с функцией компьютерной томографии на базе рентгеновской установки фирмы Nikon Metrology XT H225.

Результаты определения влияния факторов на эффективность кислотного воздействия

Влияние газопроницаемости. Для определения влияния газопроницаемости образца продуктивного горизонта до моделирования кислотного воздействия на объем КС в поровом объеме для прорыва из научной базы НОЦ ГиРНГМ выделены несколько испытанных образцов, имеющих идентичный литолого-минералогический состав и тестируемых под одинаковым темпом закачки одного и того же КС. Также приведенные образцы не были подвержены выдержке, и объем закаченного КС составлял 2 поровых объема. Объем КС, необходимый для формирования сквозного канала в поровом объеме, определялся в соответствии с работой [28] в системе координат — избыточное давление нагнетания КС в образец керна Pнаг и закаченный объем КС в поровом объеме VКС. Момент создания полноценного сквозного канала в образце керна регистрировался в точке, соответствующей концу неукоснительно убывающей линии, когда избыточное давление нагнетания очень близко к нулю, а верхняя точка этой линии соответствует максимальному избыточному давлению нагнетания Pнагmax, при котором возникает формирование «червоточины». После данного спада оставшийся объем КС без какого-либо сопротивления протекает по созданному высокопроводящему каналу, расширяя его границы. Результаты исследований представлены в таблице 1.

Таблица 1. Результаты фильтрационных исследований с образцами, имеющими различную начальную газопроницаемость

Table 1. Results of filtration studies with samples with different initial gas permeability

№ образца

kгпр, 10-3∙мкм2

Pнагmax, МПа

VКСпр Kвос kппосле/kпдо

1

6,38

1,256

1,57

5271

2,92

2

12,74

1,181

1,38

4926

2,75

3

21,20

0,859

1,04

3574

2,48

4

29,91

0,604

0,70

2490

2,40

5

35,48

0,472

0,53

1936

2,29

6

40,52

0,438

0,48

1784

2,07

7

46,83

0,367

0,39

1562

2,01

8

53,07

0,290

0,31

1203

1,69

9

64,65

0,263

0,28

918

1,31

По представленным результатам отмечается четкая зависимость объема КС в поровом объеме при прорыве от начальной газопроницаемости образцов породы, выражающаяся следующим образом: с увеличением kгпр образца породы требуется меньшее количество КС для создания высокопроводящего канала фильтрации (рис. 1). Это объясняется тем, что кислота проходит через уже высокопроницаемые участки керна, для которых не требуется большого количества усилий для прорыва. Рассматривая рисунок 2, на котором представлены 3D-модели пустотного пространства образцов № 1 и 9 до и после моделирования кислотного воздействия, можно четко определить, что в образце № 9 с изначально большим поровым пространством, представляющим почти высокопроводящий канал фильтрации, реагент во время его нагнетания пошел именно по этой системе пустот, расширяя их стенки. Тем самым объясняется малое увеличение коэффициентов проницаемости и пористости этого образца, в отличие от второго рассматриваемого образца. В опытном образце № 1 заметен сильный прирост коэффициента проницаемости, а следовательно, и пористости, в связи с отсутствием изначально четко выраженной системы каналов фильтрации и с эффективностью применяемой кислотной композиции, способной создать сквозной канал при заданных параметрах нагнетания.

Рис. 1. Динамика изменения избыточного давления нагнетания кислотного состава в образцы горных пород, имеющих различную начальную газопроницаемость
Fig. 1. Dynamics of change in excess pressure of acid composition injection into rock samples with different initial gas permeability

Рис. 2. Изображения 3D-моделей пустотного пространства до и после моделирования: а) образца № 1; б) образца № 9
Fig. 2. Images of 3D models of void space before and after modeling: a) sample No. 1; b) sample No. 9

Анализируя данные таблицы 1, можно статистически охарактеризовать силу связи между kгпр и Kвос с помощью линейного коэффициента парной корреляции (КПК) с целью установления корреляционной зависимости между двумя рассматриваемыми совокупностями (рис. 3) [16]. С помощью MS Excel установлено, что КПК равен -0,9564, согласно которому по шкале Чеддока [3] рассматриваемая зависимость характеризуется очень сильной теснотой связи. Вследствие приведенных статистических данных можно сказать, что с ростом проницаемости образца горной породы уменьшается эффективность кислотного воздействия, выраженная малым значением прироста проницаемости. Следовательно, повторно обращаясь к рисунку 2, установили, что kгпр оказывает существенное влияние на процесс СКО, заключающееся именно в процессе формирования пустотного пространства породы. В случае низкопроницаемого образца керна нагнетание КС приводит к более интенсивному повышению фильтрационно-емкостных свойств путем абсолютного изменения системы пустот, чего нельзя сказать в случае высокопроницаемого образца. Однако, если взять во внимание глубину проникновения активной кислоты, т.е. сохранившей растворяющую способность, то в пластах, имеющих хорошую проницаемость, процесс растворения скелета будет продолжаться на более дальнем расстоянии от ствола скважины по сравнению с низкопроницаемыми объектами. Это связано с тем, что в плохо проницаемых породах бóльшая часть КС прореагирует вблизи ствола скважины и в отдаленную часть пласта будет поступать нейтрализованная кислота, не обладающая растворяющей способностью. Данный факт свидетельствует о том, что в низкопроницаемых коллекторах потребуется бóльший объем КС для обеспечения развития высокопроводящих каналов фильтрации в радиальном направлении от ствола скважины.

Рис. 3. График зависимости коэффициента восстановления от начальной газопроницаемости образцов керна
Fig. 3. Graph of the dependence of the recovery factor on the initial gas permeability of core samples

Влияние литолого-минералогического состава. При исследовании значимости литолого-минералогического состава горных пород на эффективность СКО авторами были выбраны несколько фильтрационных исследований, отражающих их особенность. По результатам экспериментов на карбонатность выдвинуто семь образцов с различных месторождений, значительно отличающихся друг от друга по процентному содержанию в них нерастворимого осадка. Микроскопическое исследование нерастворимых компонентов позволило установить, что весь объем осадка представлен алевролитовой кварцевой примесью всех рассматриваемых объектов. Карбонатность, выраженная суммой процентных содержаний кальцита и доломита, изменяется в пределах от 65 до 98%, что позволяет охватить широкий диапазон значений и сделать более общий вывод по результатам фильтрационных исследований. Эксперименты на фильтрационной установке выполнены по той же схеме, как и в предыдущем пункте, с той лишь разницей, что начальная газопроницаемость составляла порядка 20 мД всех испытуемых образцов, а карбонатность изменялась в вышесказанном диапазоне. В таблице 2 приведены результаты фильтрационных исследований с образцами, имеющими различный литолого-минералогический состав.

Таблица 2. Результаты фильтрационных исследований с образцами, имеющими различную карбонатность

Table 2. Results of filtration studies with samples with different carbonate content

№ образца

Карбонатность, %

Pнагmax, МПа

VКСпр Kвос kппосле/kпдо

1

65

1,218

1,45

735

1,47

2

71

1,166

1,33

1284

1,56

3

76

0,870

0,96

1751

1,70

4

80

0,804

0,84

3004

1,84

5

87

0,726

0,61

3490

1,86

6

92

0,415

0,58

4573

1,99

7

98

0,372

0,35

4962

2,75

По представленным результатам заметна существенная значимость количественного содержания терригенного материала в коллекторах, сложенных, в основном, карбонатами, на эффективность кислотного воздействия. Это влияние отражается по таким оценочным параметрам, как объем КС, необходимый для создания «червоточины», коэффициент восстановления и отношение коэффициентов пористости после и до обработки КС. На рисунке 4 приведены графики изменения избыточного давления нагнетания КС в образцы керна от закаченного объема КС в объеме пор при одинаковом темпе нагнетания, на которых четко выражено, что с увеличением терригенного материала в образцах горных пород требуется больший объем КС для прорыва и, следовательно, большее давление нагнетания. По приведенному параметру можно сказать о заниженной рентабельности мероприятия на объектах разработки, имеющих мощные заглинизированные участки.

Рис. 4. Динамика изменения избыточного давления нагнетания КС в образцы горных пород, имеющих различную карбонатность
Fig. 4. Dynamics of changes in the excess pressure of the injection of the combustor into samples of rocks with different carbonate content

Также снижение эффективности СКО на карбонатных пластах с большим содержанием глинистого материала отмечается по проведенному корреляционному анализу между значениями коэффициентов восстановления и карбонатностями образцов керна (рис. 5). Линейный КПК составил 0,9874, что характеризует очень сильную тесноту связи и подталкивает авторов настоящего исследования к следующему выводу: с увеличением терригенного материала в карбонатных пластах эффективность кислотного воздействия непосредственно уменьшается в связи с неполнотой использования растворяющей способности КС.

Рис. 5. График зависимости коэффициента восстановления от карбонатности образцов керна
Fig. 5. Graph of the dependence of the recovery factor on the carbonate content of core samples

Заключение

В рамках настоящей работы продемонстрированы результаты фильтрационных исследований из научной базы НОЦ ГиРНГМ, отражающих влияния литолого-минералогического состава и фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенных коллекторов на процесс формирования высокопроводящего канала в образцах горных пород. Все эксперименты выполнены при одинаковых условиях с целью установления четких зависимостей. По результатам лабораторных испытаний получено, что повышенное содержание терригенного материала в карбонатных породах приводит к росту объема кислотной композиции, необходимой для создания «червоточины» в образце керна, вследствие чего это выражается в малом изменении коэффициентов проницаемости и пористости, показывающем малую эффективность кислотного воздействия. По итогам фильтрационных и рентгенотомографических экспериментов с образцами, имеющими различную начальную газопроницаемость, установлена существенная разница в ходе формирования сквозного канала и, как следствие, в изменении фильтрационно-емкостных свойств. Авторами исследования представлены изображения 3D-моделей пустотного пространства двух отличающихся образцов по структуре, с помощью которых можно оценить эффективность применения КС. Проведенные исследования в настоящей работе имеют статистическое обоснование, что говорит о необходимости изучения данных параметров при проектировании соляно-кислотных обработок на карбонатных коллекторах.

Согласно представленным данным, не рекомендуется проведение кислотного воздействия в высокопроницаемых пропластках или имеющих высокое содержание терригенного материала, поскольку эффективность данного мероприятия будет сильно занижена. Если в разрезе нефтенасыщенного пласта имеются проперфорированные пропластки с различными свойствами, то необходимо детальное изучение каждого слоя с целью последующего избирательного воздействия на них. Другими словами, предполагается изолирование высокопроницаемых и заглинизированных пропластков и проведение операции по нагнетанию КС в пропластки с ухудшенным состоянием фильтрационно-емкостных свойств и высоким содержанием карбонатных минералов для получения максимальной технологической эффективности мероприятия по интенсификации добычи нефти.

Список литературы

1. Авдеев И.В., Кочнев А.А. Анализ эффективности геолого-технических мероприятий на примере турнейско-фаменского объекта Озерного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 1. С. 48—52.

2. Амиров А.М. Исследование влияния скорости закачки кислотных составов на образование высокопроницаемого канала в карбонатном керне Пермского края // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. 2014. № 1. С. 199—202.

3. Бараз В.Р., Пегашкин В.Ф. Использование MS Excel для анализа статистических данных: учеб. пособие // Нижний Тагил: НТИ (филиал) УрФУ, 2014. 181 с.

4. Галкин В.И., Хижняк Г.П. и др. Оценка эффективности воздействия кислотных составов на керны с использованием регрессионного анализа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. 2014. № 13. С. 38—48.

5. 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. С. 46—56.

6. Гурбатова И.П., Плотников В.В. и др. Особенности изучения фильтрационных характеристик ориентированного керна сложнопостроенных карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. 2013. № 9. С. 79—86.

7. Калинин В.Ф. Литолого-физические критерии оптимизации технологии глинокислотной обработки терригенных коллекторов // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия Науки о Земле. 2007. Т. 7. № 1. С. 67—74.

8. Каневская Р.Д., Новиков А.В. Методы моделирования червоточин при солянокислотном воздействии на карбонатные пласты // Нефтепромысловое дело. 2018. № 3. С. 19—28.

9. Лузина Д.В., Кривощеков С.Н. Анализ фациальных зон и коллекторских свойств турнейско-фаменских рифогенных построек Соликамской депрессии // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. 2012. № 5. С. 7—15.

10. Напалков В.Н., Нургалиева Н.Г. и др. Особенности применения метода солянокислотной обработки в кавернозно-трещиноватых карбонатных коллекторах высоковязких нефтей // Георесурсы. 2009. № 3(31). С. 44—46.

11. Петров И.А., Азаматов М.А. и др. Комплексный подход к обработке призабойной зоны пласта как способ интенсификации добычи // Георесурсы. 2010. № 1(33). С. 7—10.

12. Потехин Д.В. Оптимизация технологии многовариантного трехмерного геологического моделирования залежей нефти и газа: дис. … канд. техн. наук. Пермь, 2014. 151 с.

13. Равелев К.А. Сравнительный анализ эффективности применения кислотных составов для проведения соляно-кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. 2019. Т. 1. С. 194—196.

14. Трофимов М.С., Кардопольцев А.С. и др. Интенсификация притока нефти методом закачки соляной кислоты под давлением на месторождениях нефтегазодобывающего управления «Туймазанефть» // Сетевое издание «Нефтегазовое дело». 2016. № 5. С. 83—98.

15. Abdrazakov D., Ziauddin M., et al. Integration of Latest Laboratory, Software and Retarded Acid Technologies to Increase Efficiency of Acid Treatments in Carbonates: Case Studies from Central Asia // International Petroleum Technology Conference. China, 2019. IPTC-19546-MS. DOI: https://doi.org/10.2523/IPTC-19546-MS.

16. Aggarwal Y., Aggarwal P., et al. Estimation of punching shear capacity of concrete slabs using data mining techniques // International Journal of Engineering — Transactions A: Basics. 2019. Vol. 32. No. 7. P. 908—914.

17. Aidagulov G., Gwaba D., et al. Effects of Pre-Existing Fractures on Carbonate Matrix Stimulation Studied by Large-Scale Radial Acidizing Experiments // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. Bahrain, 2019. SPE-195153-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/195153-MS.

18. Ali M.T., Ezzat A.A., et al. A Model To Simulate MatrixAcid Stimulation for Wells in Dolomite Reservoirs with Vugs and Natural Fractures // SPE Journal. 2019. Vol. 25. No. 02. P. 609—631.

19. Buijse M.A., Glasbergen G. A semi-empirical model to calculate wormhole growth in carbonate acidizing // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. USA, 2005. SPE-96892-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/96892-MS.

20. Burgos-Cara A., Ruiz-Agudo E., et al. Effectiveness of oxalic acid treatments for the protection of marble surfaces // Materials & Design. 2017. Vol. 115. P. 82—92.

21. Daccord G., Touboul E., et al. Carbonate acidizing: toward a quantitative model of the wormholing phenomenon // SPE production engineering. 1989. Vol. 4. No. 01. P. 63—68.

22. Farooq U., Ahmed J., et al. Heterogeneity in the Petrophysical Properties of Carbonate Reservoirs in Tal Block // SPWLA 60th Annual Logging Symposium. USA, 2019. SPWLA-2019-F. DOI: https://doi.org/10.30632/T60ALS-2019_F.

23. Ghommem M., Zhao W., et al. Carbonate acidizing: modeling, analysis, and characterization of wormhole formation and propagation // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2015. Vol. 131. P. 18—33.

24. Hall-Thompson B., Ernesto A.R., et al. Acid Stimulation-Best Practices for Design, Selection and Testing of Acid Recipes in Low Permeability Carbonate Reservoirs // International Petroleum Technology Conference. Dhahran, 2020. IPTC-19690-MS. DOI: https://doi.org/10.2523/IPTC-19690-MS.

25. Kameda T., Tochinai M., et al. Treatment of hydrochloric acid using Mg–Al layered double hydroxide intercalated with carbonate // Journal of Industrial and Engineering Chemistry. 2016. Vol. 39. P. 21—26.

26. Khuzin R., Shevko N., et al. Improving Well Stimulation Technology Based on Acid Stimulation Modeling, Lab and Field Data Integration // SPE Russian Petroleum Technology Conference. Russia, 2019. SPE-196976-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/196976-MS.

27. Kootiani R.C. Investigation of a Powerful Tool for the Development of Thinly Bedded Carbonate Reservoirs // International Journal of Engineering Journal — Transactions C: Aspects. 2014. Vol. 27. No. 12. P. 1945—1952.

28. Krivoshchekov S.N., Vyatkin K.A., et al. Influence of Geological and Technological Parameters on the Effectiveness of Hydrochloric Acid Treatment of Carbonate Reservoirs // International Journal of Engineering — Transactions A: Basics. 2020. Vol. 33. No. 10. P. 2113—2119.

29. Liu N., Liu M. Simulation and analysis of wormhole propagation by VES acid in carbonate acidizing // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2016. Vol. 138. P. 57—65.

30. Liu P., Yao J. et al. Modeling and simulation of wormhole formation during acidization of fractured carbonate rocks // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2017. Vol. 154. P. 284—301.

31. Moid F., Rodoplu R. et al. Acid Stimulation Improvement with the Use of New Particulate Base Diverter to Improve Zonal Coverage in HPHT Carbonate Reservoirs // International Petroleum Technology Conference. Dhahran, 2020. IPTC-20154-ABSTRACT. DOI: https://doi.org/10.2523/IPTC-20154-ABSTRACT.

32. Ridner D., Frick T., et al. Influence of Transport Conditions on Optimal Injection Rate for Acid Jetting in Carbonate Reservoirs // SPE Production & Operations. 2019. Vol. 35. No. 01. P. 137—146.

33. Santos R.M., Chiang Y.W. et al. Distinguishing between carbonate and non-carbonate precipitates from the carbonation of calcium-containing organic acid leachates // Hydrometallurgy. 2014. Vol. 147. P. 90—94.

34. Sarmah A., Farid Ibrahim A. et al. A Novel Cationic Polymer System That Improves Acid Diversion in Heterogeneous Carbonate Reservoirs // SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition. India, 2019. SPE-194647-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/194647-MS.

35. Singh R., Tong S. et al. Stimulation of Calcite-Rich Shales Using Nanoparticle-Microencapsulated Acids // SPE Journal. 2019. Vol. 24. No. 06. P. 2671—2680.

36. Snoeck C., Pellegrini M. Comparing bioapatite carbonate pre-treatments for isotopic measurements: Part 1 — Impact on structure and chemical composition // Chemical Geology. 2015. Vol. 417. P. 394—403.

37. Thi L.A.P., Do H.T., et al. Enhancing decomposition rate of perfluorooctanoic acid by carbonate radical assisted sonochemical treatment // Ultrasonics sonochemistry. 2014. Vol. 21. No. 5. P. 1875—1880.

38. Trushin Y., Aleshchenko A., et al. Complex Approach to the Design of Acid Treatment of Carbonate Reservoirs // SPE Russian Petroleum Technology Conference. Russia, 2019. SPE-196977-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/196977-MS.


Об авторах

К. А. Равелев
Научно-образовательный центр «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений», Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Россия

студент, лаборант 

21, Академика Королева ул., г. Пермь 614013, Россия

SPIN-код: 1256-6164



К. А. Вяткин
Научно-образовательный центр «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений», Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Россия

аспирант, ведущий инженер 

21, Академика Королева ул., г. Пермь 614013, Россия

SPIN-код: 9861-7734



П. Ю. Илюшин
Научно-образовательный центр «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений», Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Россия

кандидат технических наук, доцент, директор 

21, Академика Королева ул., г. Пермь 614013, Россия

SPIN-код: 4353-5446



Рецензия

Для цитирования:


Равелев К.А., Вяткин К.А., Илюшин П.Ю. Исследование процессов создания высокопроводящих каналов фильтрации в образцах керна при моделировании кислотного воздействия на фильтрационной установке. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2020;63(5):17-27. https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-5-17-27

For citation:


Ravelev K.A., Vyatkin K.A., Ilyushin P.Yu. Creation of high-conductive filtration channels in core samples when simulating acid exposure at a filtering unit. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration. 2020;63(5):17-27. (In Russ.) https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-5-17-27

Просмотров: 89


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 0016-7762 (Print)
ISSN 2618-8708 (Online)