The article describes the original technique of predicting the effectiveness of hydrochloric acid treatment of the bottom hole zone of a carbonate reservoir. The technique consists in determining the technological effectiveness of the oil recovery stimulation procedure at productive wells using hydrodynamic simulation based on the calculated value of skin factor change. In the course of the study, a number of parameters affecting the intensity of flow coefficient decline in the near-wellbore zone during acid treatment have been established. The paper presents a comparison of data on the actual change of the skin factor after acidizing jobs at the fields of Perm Krai (Russian Federation) and the calculated values obtained using the presented technique. This scientific research includes an example of practical application of the proposed technique for the target well of the Kokuyskoye oil field in Perm Krai, its results with a minor deviation coinciding with the actual values of the flow rate. In the conclusion to the study, it is noted that using the proposed technique, recommendations can be provided on the selection of acid composition and technology of its injection into formation for the preliminary evaluation of the cost effectiveness of the designed procedure.

Relevance of the research is due to the low proportion of successful hydrochloric acid treatments of near-bottomhole zones of carbonate reservoirs in the Perm region caused by insufficiently careful design and implementation of measures to stimulate oil production. Within the framework of this article, the development of a program is presented, which is based on an algorithm that allows determining the volume and rate of injection for an acid composition into a productive formation corresponding to the maximum economic efficiency during hydrochloric acid treatment. Essence of the proposed algorithm is to find the greatest profit from measures to increase oil recovery, depending on the cost of its implementation and income from additionally produced oil. Operation of the algorithm is carried out on the principle of enumerating the values ​​of the volume and rate of injection for the acid composition and their fixation when the maximum difference between income and costs, corresponding to the given technological parameters of injection, is reached. The methodology is based on Dupuis's investigations on the filtration of fluids in the formation and the results of the experiments by Duckord and Lenormand on the study of changes in the additional filtration resistance in the near-well zone of the formation when it is treated with an acid composition. When analyzing and including these investigations into the algorithm, it is noted that the developed technique takes into account a large number of factors, including the lithological and mineralogical composition of rocks, technological parameters of the injection of a working agent and its properties, well design, filtration properties of the formation, properties of well products. The article provides an algorithm that can be implemented without difficulty using any programming language, for example, Pascal. Selection of the optimal values ​​for the volume and rate of injection is presented in this paper, using the example of a production well at the Chaikinskoye oil field, located within the Perm region. Introduction of the developed algorithm into the practice of petroleum engineering will allow competent and effective approach to the design of hydrochloric acid treatments in carbonate reservoirs without a significant investment of time and additional funds.

Hydrochloric acid treatment is the most common oil production stimulation treatment to date. Yet, most of operations fail to deliver the targeted results. For a more competent design of acid treatment of carbonate reservoirs, flow studies on core samples are conducted preliminary to determine the most effective acid composition and the technology of its injection into formation. The authors believe that, at present, processing of flow research results is incorrect, as not all parameters are taken into account when making recommendations. This study examined the influence of geological and technological parameters on effectiveness of hydrochloric acid treatment. In the course of studies using the flow unit and X-ray tomography, a number of factors have been identified that affect the outcome of the treatment. The volume of acid composition required to create a highly conductive channel in a core sample is a parameter using which it is possible to conduct a comparative analysis of effectiveness of the acid compositions under test and the methods of their injection. Therefore, exactly this parameter is used as a core in this paper, based on which the authors have derived an integrated indicator that provides for the most reliable evaluation of the flow study results. Using this indicator, it is possible to provide more competent recommendations as to the choice of acid compositions and the technology of oilfield hydrochloric acid treatments, which will provide the greatest effect of the planned operations to enhance oil recovery.

The article provides an effectiveness assessment of the designed hydrochloric acid treatment at one of the wells of the Western field (Perm Krai). Efficiency was predicted with hydrodynamic modeling of measures to intensify the influx of oil based on a preliminary calculation of the change in the skin factor. Daccord and Lenormand’s experiments were used as the basis for improving the state of the bottomhole zone. These studies allow us to calculate the decrease in filtration resistance in the near-wellbore zone of the considered well formation. The calculation took into account key factors that affect the effectiveness of hydrochloric acid treatment. Using a hydrodynamic simulator, the procedure to stimulate oil production in the studied field is designed. Based on simulation calculations, an analysis of additional oil production was carried out in comparison with the base case for 10 years of operation of this development object. The methodology used in this work will allow oil companies to more reasonably approach the design of hydrochloric acid treatments, and also take into account key factors to find optimal solutions in order to maximize the effectiveness of measures.

Ссылка для цитирования: Обоснование внедрения технологии циклического заводнения на геологически неоднородном объекте нефтяного месторождения Пермского Края / П.Ю. Илюшин, Т.Р. Балдина, Н.С. Санникова, К.А. Равелев // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 3. – С. 144-153. Актуальность научной работы обусловлена существующими проблемами разработки карбонатных продуктивных отложений, характеризующихся сильной степенью геологической неоднородности. Данная особенность непосредственно влияет на процесс разработки, в ходе которого в условиях данных коллекторов наблюдаются неравномерность фильтрации закачиваемого агента и его движение по наиболее промытым зонам. Приведенные факторы свидетельствуют о повышенном содержании воды в добываемой продукции и низком охвате залежи заводнением, поскольку малопроницаемые участки залежи остаются вне зоны дренирования. С целью решения данного ряда проблем, согласно мировому опыту, применяются различные технологии, к одной из которых относится технология циклического заводнения, обладающая высокой эффективностью и не требующая значительных капитальных и операционных затрат. Цель: оценка эффективности внедрения технологии циклического заводнения в различных вариантах, включающих различную продолжительность полуцикла технологии и комбинирование с рядом геолого-технических мероприятий, в условиях геологического неоднородного объекта разработки. Объектом исследования является башкирско-серпуховский объект одного из месторождений Пермского края, характеризующийся сильной степенью неоднородности по результатам исследований и находящийся на третьей стадии разработки. Анализ разработки данного объекта демонстрирует ряд проблем, вызванных недоучетом его строения в полной мере при проектировании технологической схемы разработки. Методы. В рамках настоящей работы в качестве инструмента моделирования использован гидродинамический симулятор Tempest MORE. Для моделирования использована актуальная геолого-гидродинамическая модель и встроенные функциональные возможности симулятора. Результаты. По итогам гидродинамического моделирования получена высокая эффективность предлагаемой идеи внедрения технологии циклического заводнения на целевом объекте. Результаты расчетов демонстрируют улучшение основных технологических показателей разработки по сравнению с базовым вариантом, за исключением средневзвешенного давления в углеводородной фазе, поскольку при снижении объемов закачки энергетическое состояние залежи незначительно ухудшается. За счет периодической работы нагнетательного фонда скважин возникают знакопеременные перепады давления между высоко- (водонасыщенными) и слабопроницаемыми (нефтенасыщенными) зонами, за счет чего в разработку вовлекаются ранее не охваченные нефтенасыщенные участки залежи. С осуществлением данной технологии прогнозные показатели отражают увеличение уровня добычи нефти и снижение уровня добычи жидкости, что характеризует успешность моделируемой технологии. На основании всех реализованных расчетов авторами проиллюстрирован наиболее эффективный вариант циклического заводнения в комплексе с геолого-техническими мероприятиями на ряде скважин рассматриваемого объекта.