Многопластовые карбонатные объекты характеризуются высокой степенью неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по разрезу. Стандартные солянокислотные обработки на таких объектах часто показывают низкую эффективность, поскольку кислотный раствор избирательно поглощается наиболее проницаемыми пропластками, в то время как слабопроницаемые интервалы остаются незатронутыми. На долю карбонатных коллекторов приходится более 60% мировых запасов нефти, однако их разработка осложняется низкой проницаемостью матрицы [2, с. 39-40].
Анализ литературных источников позволяет выделить три ключевые проблемы, снижающие эффективность кислотных обработок многопластовых карбонатных объектов.
Первая проблема – неравномерное распределение кислоты по пропласткам. В многопластовом разрезе всегда присутствуют интервалы с разной проницаемостью. Жидкость закачки идет по пути наименьшего сопротивления, преимущественно в высокопроницаемые трещиноватые интервалы [1, с. 4]. В результате проницаемость и без того высокопроницаемых зон увеличивается, а низкопроницаемые пропластки остаются необработанными.
Вторая проблема – высокая скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Главный недостаток соляной кислоты – повышенная скорость реакции с карбонатной породой, особенно при высокой пластовой температуре (выше 80-90°С). Это препятствует глубокому проникновению кислоты в пласт и приводит к снижению эффективности обработки. Большая часть кислоты нейтрализуется в непосредственной близости от ствола скважины, образуя воронку растворения, а удаленные зоны коллектора не затрагиваются [3, с. 2].
Третья проблема – образование вторичных осадков и эмульсий. При взаимодействии соляной кислоты с нефтью, особенно содержащей асфальтосмолистые вещества, образуются стойкие кислотно-нефтяные эмульсии, которые снижают проницаемость призабойной зоны [3, с. 2]. Кроме того, при наличии в породе соединений железа могут выпадать нерастворимые гидроксиды железа, закупоривающие поровое пространство. Для предотвращения этих негативных эффектов необходимо применять комплексные ПАВ и стабилизаторы железа [5, с. 291].
Одним из наиболее эффективных способов решения перечисленных проблем является использование кислотно-углеводородных эмульсионных систем (КУЭС). Как показали исследования А.Ю. Дмитриевой, М.Х. Мусабирова и Н.И. Батурина, такие системы представляют собой дисперсию соляной кислоты в углеводородной среде (нефти или дизельном топливе), стабилизированную маслорастворимыми поверхностно-активными веществами [1, с. 2].
Механизм действия КУЭС: кислота заключена в микроглобулы, окруженные углеводородной оболочкой. При контакте с карбонатной породой скорость реакции замедляется в 100 и более раз по сравнению с чистой соляной кислотой [1, с. 3]. Это достигается за счет того, что кислота высвобождается постепенно, по мере разрушения эмульсионной оболочки при взаимодействии с породой. Коэффициент восстановления проницаемости при использовании КУЭС составляет 35-40% [1, с. 4].
Как отмечают авторы, углеводородная фаза эффективно растворяет асфальтосмолистые парафиновые отложения (АСПО), которые часто блокируют поровое пространство карбонатных коллекторов. Кроме того, КУЭС обладают пониженной коррозионной активностью по сравнению с чистой соляной кислотой, что снижает требования к ингибиторам коррозии [1, с. 3]. М.Ю. Шумахер с соавторами в своих исследованиях подтверждают, что оптимальное соотношение кислотной и углеводородной фаз в эмульсии составляет 70:30 – 60:40, а наиболее стабильные эмульсии получаются при использовании дизельного топлива в качестве углеводородной основы [7, с. 37-38].
К недостаткам КУЭС авторы относят высокую стоимость эмульгаторов и сложность приготовления стабильной эмульсии в промысловых условиях, а также необходимость индивидуального подбора рецептуры для каждого объекта. Наиболее сложной проблемой является подбор эмульгатора и его оптимальной концентрации, так как товарные нефти различных месторождений значительно отличаются по содержанию природных эмульгаторов [1, с. 3].
Другим перспективным направлением является применение пенокислотных систем, которое особенно эффективно на месторождениях Волго-Уральского региона [4, с. 45]. Суть пенокислотной обработки заключается во временном закупоривании высокопроницаемых зон пеной, что позволяет перераспределить потоки кислоты в низкопроницаемые пропластки [4, с. 46].
Замедление скорости реакции с породой обусловлено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы, которое происходит в результате адсорбции пленок пенообразователя. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, что вызывает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность [4, с. 46].
Пенокислота содержит основание (соляную или гелиевую кислоту) с пенообразователем (0,5% ПАВ) и газовой фазой (воздух, природный газ, азот) со степенью аэрации в пластовых условиях от 1,5 до 5.
Анализ работ по пенокислотному воздействию в Оренбургской области, представленный в источнике [4], показывает высокую эффективность данной технологии. Установлено, что нормализованный коэффициент продуктивности скважин увеличивается в 4,4 раза, а пенный отклонитель надежно работает даже в условиях истощенных пластов с многократными обработками и возрастающей обводненностью [4, с. 47]. Эти данные напрямую обосновывают актуальность применения пенокислотных систем для многопластовых карбонатных объектов Оренбургской области.
На основании проведенного анализа можно предложить следующие рекомендации по выбору технологии для многопластовых карбонатных объектов.
Для объектов с пластовой температурой до 80-85°С и наличием АСПО предпочтительно применение кислотно-углеводородных эмульсий, так как они обеспечивают одновременно кислотное воздействие и растворение органических отложений [1, с. 4]. Эффективность солянокислотных обработок может быть повышена за счет добавления в состав кремнийорганических реагентов и ПАВ, которые стабилизируют глинистые минералы и предотвращают образование стойких эмульсий [5, с. 292]. В.М. Хафизов с соавторами также отмечают перспективность использования кислотно-углеводородных эмульсий на поздних стадиях разработки карбонатных месторождений, когда пласт уже в значительной степени выработан и требуется точечное воздействие на остаточные запасы [6, с. 30-31].
Для объектов с высокой степенью неоднородности, многократными предыдущими обработками и возрастающей обводненностью, как на месторождениях Оренбургской области, наиболее эффективным является применение пенокислотных систем. Результаты промысловых испытаний подтверждают, что данная технология является самым надежным методом отклонения кислоты в таких условиях [4, с. 47].
Для объектов с пластовой температурой выше 85°С более эффективными могут оказаться кислотогенерирующие составы на основе эфиров уксусной кислоты, которые, выделяют не соляную, а уксусную кислоту, что значительно снижает скорость реакции и коррозионную активность [3, с. 4-5].
Проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы. Стандартные солянокислотные обработки многопластовых карбонатных объектов имеют низкую эффективность из-за неравномерного распределения кислоты, высокой скорости реакции и склонности к образованию вторичных осадков и эмульсий. Наиболее перспективными методами повышения эффективности, доказавшими свою успешность на месторождениях Волго-Уральской провинции, являются применение кислотно-углеводородных эмульсий и пенокислотных систем. Кислотно-углеводородные эмульсии обеспечивают замедление скорости реакции в 100 и более раз, позволяя кислоте проникать глубже в пласт, а также эффективно удаляют асфальтосмолистые отложения. Пенокислотные системы расширяют профиль приемистости за счет временной изоляции высокопроницаемых зон и способствуют лучшему выносу продуктов реакции. Выбор конкретной технологии должен осуществляться с учетом пластовой температуры, степени неоднородности коллектора и истории предшествующих обработок.
Список литературы
- Дмитриева А.Ю., Мусабиров М.Х., Батурин Н.И. Разработка и исследование физико-химических свойств кислотно-углеводородных эмульсионных систем для комплексных ОПЗ карбональных коллекторов // Экспозиция Нефть Газ. – 2020. – № 1. – С. 2-5.
- Медведева Н.А., Уваров С.Г., Береговой А.Н., Зиатдинова Р.Ш., Галимов И.Ф. Подбор оптимальной кислотной композиции для интенсификации притока в низкопроницаемых карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 6. – С. 39-43.
- Мухин М.М., Магадова Л.А., Пахомов М.Д., Цыганков В.А. Эфиры уксусной кислоты в качестве основы интенсифицирующих составов для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов с высокими пластовыми температурами // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2024. – № 2. – С. 1-9.
- Полозов М.Б., Мохначева М.Э., Борхович С.Ю. Применение технологии пенокислотного воздействия на карбонатных коллекторах башкирского объекта в условиях Волго-Уральского региона // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 1. – С. 45-48.
- Рахманов А.Р., Сафин Р.Р., Гильмутдинов М.М. Повышение эффективности солянокислотных обработок нефтяных скважин в карбонатных коллекторах // Вестник Казанского технологического университета. – 2025. – Т. 28, № 3. – С. 290-293.
- Хафизов В.М., Мусабиров М.Х., Дмитриева А.Ю. Применение кислотных составов для интенсификации добычи на карбонатных месторождениях // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 12. – С. 28-31.
- Шумахер М.Ю., Коновалов В.В., Хафизов В.М., Овчинников К.А. Исследование основных технологических характеристик углеводородсодержащих кислотных эмульсий для обработки карбонатного коллектора // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 11. – С. 35-40.
