Experimental Studies of Changes in the Filtration and Capacity Properties of the Astrakhan Field Carbonate Reservoirs under Acid Exposure

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 of and the dynamics of pressure drop and permeability are shown, which have a characteristic before and after exposure to the acid reagent 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 has 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 reagent a percentage of the natural properties of a carbonate reservoir in the near-wellbore zone and for further numerical modeling.

Экспериментальные исследования изменения фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов Астраханского месторождения при кислотном воздействии

Одним из наиболее часто применяемых методов повышения нефте- и газоотдачи карбонатных коллекторов является обработка скважин солнокислотным реагентом. Раствор кислоты взаимодействует с минеральным скелетом породы, в результате чего образуется сеть каналов-червоточин, что приводит к существенному повышению проницаемости околосвязанной зоны. В связи с вышесказанным требуется разработка научно-методических основ по прогнозированию изменения природных свойств пласта при проведении кислотных обработок. В рамках данной публикации на примере образцов керна, отобранных из башкирских отложений Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ), рассмотрена методика проведения лабораторных экспериментов по изучению трансформации пористости, проницаемости и объемной плотности пород-коллекторов. Особенностью разработанной методики является нагнетание кислотного твердого реже породных реагентов с противоположной стороны образца. Приводится результаты эксперимента по разработанной методике. Показаны типовые графики закачки и динамики перепада давления и проницаемости, которые имеют ряд особенностей, в частности, участки, характеризующие прорыв кислоты. Выявлены зависимости, связывающие значения изучаемых характеристик до и после воздействия кислотным реагентом. Отмечается, что данные зависимости имеют достаточно высокий коэффициент корреляции. Показано, что после возникновения каналов-червоточин проницаемость образов керна увеличивается в несколько тысяч раз. Построены статистические зависимости «пористость – проницаемость» до и после воздействия солокой кислотой и показано, что после воздействия реагентом, график лежит гораздо выше первоначального. Связь объемной плотности с пористостью имеет высокий коэффициент корреляции как до, так и после воздействия кислотным раствором, и оба графика ложится в единую зависимость, с той разницей, что после фильтрации кислоты значения смещаются вниз и вправо – в области увеличения пористости и снижения кислотного регента. Разработанные в рамках между изучаемыми характеристиками и количеством проникающего порового объема кислотного регента. Разработанные в рамках данной работы научно-методические основы и при дальнейшем численном моделировании.