автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.18, диссертация на тему:Моделирование кислотного воздействия на карбонатные нефтесодержащие пласты

На правах рукописи

□□3485321

ВОЛЬНОВ Игнатий Александрович

МОДЕЛИРОВАНИЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КАРБОНАТНЫЕ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИЕ ПЛАСТЫ

Специальность 05Л3.18 - Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 6 НОЯ 2009

Москва-2009

003485321

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа

имени И.М. Губкина

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Каневская Регина Дмитриевна

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Марон Вениамин Исаакович, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

- кандидат технических наук Желтов Михаил Юрьевич, ООО «Газпромнефть НТЦ»

Ведущая организация - ОАО «ВНИИнефть» им. Академика А.П. Крылова

Защита диссертации состоится 22 декабря 2009,16:30, в ауд. 308 на заседании диссертационного совета Д 212.200.14 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина, по адресу: 119991, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан «1.1» 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.200.14, д.т.н. А.В. Егоров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последнее время в России наметилась тенденция в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти, для проектирования выработки которых часто требуется мультидисциплинарный системный подход. Огромная часть трудноизвлекаемых запасов сосредоточена в карбонатных пластах, разработка которых осложнена низкой проницаемостью и трещиноватостью. Распространенной и эффективной технологией увеличения проницаемости таких пластов является кислотное воздействие на призабойную зону скважин. Обработка водными растворами кислот призабойной зоны скважины позволяет модифицировать поровое пространство и интенсифицировать приток флюидов.

Существующие однофазные модели, описывающие плоскопараллельную и плоскорадиальную фильтрацию, не могут адекватно описывать процесс фильтрации флюида и растворения породы в призабойной зоне скважин, вскрывающих нефтенасыщенные пласты, и в окрестности трещин формирующихся в ходе кислотного гидравлического разрыва. Использование моделей, учитывающих двухфазный характер вытеснения нефти водным раствором кислоты, реакцию кислоты с породой, особенности притока флюидов к стоку (скважина или трещина) и кинетику растворения породы кислотой позволяет адекватно оценивать эффективность обработки, глубину проникновения кислоты в пласт, необходимое время остановки скважины на реакцию и рассчитывать параметры очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции.

В данной работе строится физически содержательная модель двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты в первоначально однородном пласте радиальной и эллиптической формы. Учитывается кинетика растворения породы кислотой, присутствующей в водной фазе. Жидкости предполагаются несжимаемыми. С помощью построенной модели рассматриваются важные с практической точки зрения процессы кислотной обработки скважин и кислотного гидравлического разрыва пласта.

Применение предлагаемой модели позволяет дать обоснованные рекомендации по выбору параметров обработки, оценить эффективность воздействия, учесть двухфазный характер вытеснения нефти водным раствором соляной кислоты. Эти обстоятельства определяют акту альность предлагаемой работы.

Цель работы. Целью данной работы является исследование фильтрационных эффектов, возникающих при кислотном воздействии на карбонатные нефтесодержащие пласты.

Для достижения поставленной цели были созданы математические модели, алгоритмы и программы для расчета вытеснения нефти водным раствором кислоты с учетом кинетики растворения карбонатной породы в призабойной зоне скважины и вблизи трещины, формирующейся при кислотном гидроразрыве. С помощью созданных программ были выполнены многовариантные расчеты, в том числе и для реальных объектов.

Основные задачи работы.

1. Создание математических моделей двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты при кислотных обработках и кислотном гидравлическом разрыве пласта.

2. Анализ процессов и эффектов, возникающих при кислотном воздействии на карбонатные пласты, с помощью предложенной модели.

3. Качественная и количественная оценка параметров кислотного воздействия.

4. Применение предложенной модели на практике, на примере реальных объектов разработки.

Методом исследования является математическое моделирование. В качестве теоретической базы используются общие законы механики сплошных сред и физической химии, основные представления подземной гидродинамики, математической физики, вычислительной математики и теории разностных схем.

Основными защищаемыми положениями являются:

1. Математическая модель неустановившегося двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты.

2. Качественное описание процессов фильтрации, протекающих при кислотном воздействии на пласт, и количественная оценка характеристик кислотных обработок скважины и трещины гидроразрыва на основе созданной математической модели.

3. Результаты расчетов кислотного воздействия для реальных объектов.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Создана физически содержательная модель двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты, реагирующей с породой, позволяющая моделировать кислотное воздействие на нефтенасьнценный пласт.

2. На основе математического моделирования решена задача о проведении кислотной обработки скважины и трещины в ходе кислотного гидроразрыва.

3. Выполнена оценка глубины проникновения кислоты в пласт, эффективности кислотного воздействия, необходимого времени остановки скважины на реакцию и очистки призабойной зоны пласта.

4. Показано, что регулирование таких параметров воздействия, как темп нагнетания и скорость химической реакции позволяет достичь максимально возможного эффекта кислотной обработки при заданном объеме раствора реагента.

5. Показано, что при кислотном гидроразрыве значительное замедление скорости реакции может привести к большим утечкам непрореагировавшей кислоты в пласт, расширить зону проникновения, снизить эффекты вблизи трещины и тем самым ухудшить результат воздействия.

Практическая значимость работы:

1. Созданы и зарегистрированы программы для расчета эффекта кислотной обработки скважин и трещин кислотного гидравлического разрыва пласта.

2. Получены количественные оценки необходимой длительности остановки скважины на реакцию и очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции кислоты с породой.

3. Даны рекомендации по выбору темпа нагнетания и регулированию скорости химической реакции для достижения максимально возможного эффекта кислотной обработки при заданном объеме раствора реагента.

4. Количественно определен эффект кислотной обработки и глубина проникновения кислоты в пласт на примере ряда скважин месторождений Удмуртии. Получена хорошая сходимость результатов расчетов с фактическими данными.

Апробация работы. Основные положения и результаты, изложенные в диссертации, докладывались на 6-и конференциях: 60-я Юбилейная студенческая научная конференция «Нефть и газ - 2006» (11-14 апреля 2006 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Международная научно-практическая конференция «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (4-6 сентября 2007 г., Казань), Седьмая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (25-28 сентября 2007 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Научно-практическая конференция «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (27-28 ноября 2008 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), П-я научно-практическая конференция «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (15-17 апреля 2009 г., Уфа), П-й Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (15-16 сентября 2009 г., Москва, ОАО «ВНИИнефть»), Результаты работы многократно обсуждались на научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), кафедры прикладной

математики и компьютерного моделирования (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) и ООО «Русснефть-НТЦ».

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 12 печатных работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и двух приложений. Работа содержит 124 страницы включая 4 таблицы, 47 рисунков. Список литературы содержит 97 наименований.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю профессору Каневской Р.Д. за внимание, поддержку, советы и обсуждения при выполнении работы, а также всему коллективу кафедры Прикладной математики и компьютерного моделирования. Автор искренне благодарит профессора Сухарева М.Г. за поддержку и профессора Басниева К.С. за помощь в выборе научного направления.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность диссертационного исследования, формируется цель работы и ее основные задачи. Дано краткое описание объекта исследования и сформулированы основные положения диссертации, выносимые на защиту.

В первой главе излагаются основные представления о видах кислотного воздействия и методах расчета его эффективности. Проведен анализ существующих математических моделей кислотного воздействия, гидравлического разрыва пласта и вытеснения нефти водными растворами активной примеси. Обобщение этих исследований, позволило предложить новую модель двухфазного вытеснения нефти водным раствором активной примеси при кислотной обработке и кислотном гидравлическом разрыве.

Теоретическим исследованиям в области моделирования кислотного воздействия было посвящено множество исследований отечественных и зарубежных авторов: Гиматудинов Ш.К., Ибрагимов Г.З., Иванов С.И., Константинеску А., Кристиан М., Кудинов В.И., Логинов Б.Г., Максимов М.И., Сокол С., Сучков Б.М., Anderson V.L., Coulter A.W., Crowe C.W., Economides

7

M.J., Guin J.A., Hill. A.D., Lee. M.H., Mader D., Nolte K.G., Roberts L.D., Settari

A., Williams B.B., Zhou H., Zhu D. и др. Близкие по постановке задачи вытеснения нефти растворами активных примесей рассматривались в работах: Баренблатт Г.И., Бедриковецкий П.Г., Брагинская Г.С., Зазовский А.Ф., Ентов

B.М., Каневская Р.Д., Рыжик В.М., Bondor P.L., Charidge E.L., Fayers F.J., Hirasaki G.F., Larson R.G., Nelson R.C., Pope G.A., Wachmann С. А. и др.

Во второй главе приведены основные уравнения, описывающие кислотное воздействие на пласт. Записана система дифференциальных уравнений, описывающая процесс вытеснения нефти раствором кислоты с учетом изменения пористости породы. Рассматриваются уравнение кинетики реакции растворения, уравнения сохранения массы кислоты, нефти и водной фазы, содержащей воду и кислоту.

Механизм растворения порового пространства описывается на основе физико-химических законов и законов сохранения массы фильтрующихся флюидов. Уравнения баланса массы имеют вид:

f div(c w») = -у (I - m)(c -c')sw

at

(1)

~^ + diV(ww) = 7(ßs-i)(l-m)(c-c)sw, ^ = F(s> (2)

^-+div(w) = y(ßs-l)(i-m)(c-c')sw, w^mT+vT (3)

^ = ßj(l-m)(.c-c)sw (4) dt

F{s) =

1, V» Kík) . Mo K(K).

Здесь т - пористость, с - массовая концентрация кислоты в закачиваемом составе, у - константа скорости, зависящая от температуры и иногда от среды реакции, но не зависящая от концентрации веществ, - насыщенность пористой среды водным раствором кислоты, с - равновесная концентрация кислоты, ^ц, - скорость фильтрации водной фазы, /^(5) - функция Баклея-Леверетта, и - значения вязкостей и относительных фазовых

проницаемостей, индексы i-o, w относятся к нефти и воде соответственно,

г, _ ZCaC02 MçaCO, Рнд д

Pc ~ 7} - объемная мощность растворения породы, ps -

2IIC1 МНС1 РсаСОу

объемная мощность поступления продуктов реакции в водную фазу, Мк -молекулярная масса ¿-ого компонента реакции , z> - стехиометрический коэффициент, рна - плотность раствора кислоты с начальной массовой концентрацией с0, pCaCOi - плотность карбоната.

Реакция растворения карбоната кальция соляной кислотой протекает следующим образом:

2НС1+СаС0з->СаС12+Н20+С02 (5)

Объемная мощность поступления продуктов реакции в водную фазу взамен прореагировавшей кислоты определяется выражением:

ZCaCh^CaCl2 + ^ Н20

а _ Рна__

Ps ~ / ; V „ \

' +z Миа

М„ „ с

\__нг°

РсаОг

М,,г, +ми

Мна 1-е

Ч,а <~н2о о

ш н2о ° у

(6)

Здесь рема! ~ плотность получившегося водного раствора хлористого кальция в предположении, что вся кислота прореагировала. Показано, что

В модели приняты следующие допущения:

• фильтрация флюидов и процессы растворения считаются изотермическими

• рассматривается одномерное течение

• капиллярные и гравитационные силы не учитываются

• диффузия не учитывается

• кислота нерастворима в нефти

• плотность и вязкость водной фазы и нефти постоянные

• фазовые проницаемости при кислотном воздействии не меняются

В третьей главе приведена постановка задачи кислотного воздействия на пласт, при кислотной обработке скважины и формировании трещины кислотного гидроразрыва. Предложены математические модели двухфазной фильтрации нефти и водного раствора кислоты с учетом растворения породы. Описана разностная схема для расчета, проведен анализ устойчивости. Представлены зависимости для определения эффективности кислотного воздействия на призабойную зону вертикальной скважины, а также в случае кислотного гидравлического разрыва пласта.

Задача кислотного воздействия на призабойную зону вертикальной скважины обладает радиальной симметрией, поэтому ее целесообразно рассматривать в полярных координатах (г,<р) со скважиной в центре. Предполагается, что в начале координат имеется точечный источник интенсивности Q(t)/h, радиус скважины - rw, радиус удаленного контура

питания- гс. Тогда х-reos ср, y = rúncp - декартовы координаты на плоскости. Аналогично процесс распространения кислотного раствора в пласт при гидроразрыве может моделироваться в эллиптических координатах (%,<р) с учетом предположения, что трещина с полудлиной /, через которую в пласт поступает кислота, имитируется разрезом на плоскости, а все основные характеристики задачи постоянны вдоль конфокальных эллипсов, фокусы которых являются концами разреза, а полуоси равны соответственно / сЬ£и

/sh£. В этом случае х = /ch^cosp, y = fú\^smcp. Обе задачи можно рассматривать в одномерной постановке, полагая, что решение от <р не зависит. Записаны уравнения в безразмерных переменных:

(7)

8msw , dWF(sw)

-S1 +-1

дх dQ

+

= 0

(8)

8т

э7

При радиальной фильтрации

2тАт О(0У , = г2~г» 6(0) ' 6(0)

В эллиптических координатах при фильтрации в окрестности трещины

6(0) ' 2 ' 6(0)

271

4сЬ^(сГ'^)= сЬ2 — соб2 срс1(р

Здесь Е{к) - полный эллиптический интеграл второго рода. Задача вытеснения нефти водным раствором кислоты описывается следующими начальными и граничными условиями:

*Л,0) = *о, *„(0,т) = *°, с(£,0) = 0, с(0,т) = с°(г), т(£,0) = т0, Щ0,т) = ^°(т) (11)

Здесь 50 - насыщенность связанной водой, 5° - максимальная водонасыщенность в присутствии остаточной нефти (рис. 1).

0 50

Рис. 1 Функция Баклея-Лсвсрстта (Б), фазовая проницаемость воды (Юлу), фазовая проницаемость нефти (Кто). 11

Кислотное воздействие в нагнетательных скважинах, в окрестности которых пласт в основном водонасыщенный, может быть рассмотрено в рамках более простой модели (7), (9), (10) и (11) при sK = F = 1.

Растворение породы приводит к изменению, как пористости, так и проницаемости к, которая характеризует способность пористой среды пропускать жидкость при наличии перепада давления. Для учета этого эффекта предполагается, что к = к(т) вычисляется по формуле Козени.

В технических приложениях для количественной характеристики эффективности кислотного воздействия используются понятия эффективного радиуса скважины ге и скин-фактора S = \nrw/re. Положительный эффект от воздействия определяется увеличением эффективного радиуса скважины по сравнению с его геометрическим значением rv и отрицательными величинами скин-фактора.

В случае кислотного воздействия на призабойную зону вертикальной скважины

lk(ry г,

Здесь к0 - начальная проницаемость пласта, rs - радиус охваченной воздействием зоны.

В случае кислотного гидравлического разрыва пласта для оценки скин-фактора с учетом результатов имеем:

/ sH()

Здесь - значение эллиптической координаты, которое характеризует размеры эллиптической области пласта, охваченной кислотным воздействием.

Разностные схемы для моделирования фильтрации и растворения при кислотном воздействии. Для решения задачи использовался метод конечных разностей. Система уравнений (7)-(10) аппроксимировалась следующими уравнениями, записанными в консервативном виде:

Уравнение (14) с учетом начальных и граничных условий решалось методом прогонки. Для явной схемы (12) был проведен анализ устойчивости, в результате были получены условия устойчивости, ограничивающие шаг по времени А г.

В четвертой главе приводятся примеры расчетов кислотной обработки скважины и кислотного гидравлического разрыва пласта с помощью предложенных моделей.

Рассмотрены обработки призабойной зоны скважин соляной кислотой в случаях, когда слагающие пласт породы состоят из карбоната или доломита. Проведено исследование процесса растворения породы. Анализ результатов представлен в безразмерном виде, что позволяет получить обобщенные характеристики. Показаны характерные эффекты фильтрации, возникающие при кислотном воздействии. Рассмотрены примеры солянокислотных обработок конкретных скважин месторождений Удмуртии. Проведено сравнение расчета кислотного воздействия с помощью традиционного интегрального метода и предложенной в диссертационной работе методики. Па примере одной из скважин представлена оценка эффективности кислотного

Аг

(13)

К

тп+1 и

(15)

гидравлического разрыва пласта. Изучено влияние параметров кислотного воздействия на эффективность. Основной целью исследования являлось определение эффективности кислотного воздействия и путей ее увеличения.

Результаты анализа процесса растворения карбонатной породы соляной кислотой в безразмерном виде представлены на рис. 2-4. Представленные ниже выводы справедливы как для задачи в радиальной, так и в эллиптической системе координат. Индексом кривой является безразмерное относительное

время: А - , где тм - длительность рассматриваемого периода времени тм

составляет 24 часа. Использованы исходные данные, принятые в таблице 4.1.1, начальная приемистость скважины принята равной 100 м3/сут.

Продолжительность обработки составляет 20% от тиг соответствующее значению А = 0.2.

времени.

Процесс закачки кислоты продолжается до А = 0.2, при этом вначале фронт кислоты незначительно отстает от фронта вытеснения нефти водой,

далее отставание становится более существенным. При растворении породы происходит изменение скорости потока, вызванное изменением пористости, т.е. водная фаза, закачанная в пласт, накапливается вблизи источника. Вначале скорость снижения объема горной породы в пласте при растворении растет за счет увеличения площади реакции. При этом замедляется скорость течения, а следовательно, и скорость продвижения кислоты в пласт. После остановки закачки реакция продолжается, но вследствие снижения концентрации кислоты замедляется. В данном случае при т>0.5 процесс практически останавливается.

Для проверки модели выполнен расчет солянокислотной обработки (СКО) пласта. Рассматривалась кислотная обработка добывающей скважины 12% раствором соляной кислоты в объеме 7 м3 в течение 2.5 часов, при этом темп нагнетания составлял 67 м3/сут. Скважина была остановлена на реакцию, что отражено в расчете.

Радиус затронутой зоны согласно расчету достиг 0.82 м. Скин-фактор после обработки составил -0.69. Общее расчетное время реакции - 5 часов, расчетное время основной фазы реакции - 3 часа.

Проведена оценка эффекта от кислотной обработки общепринятым интегральным методом. Предположив, что закачанный объем водной фазы занимает весь свободный поровый объем в призабойной зоне пласта с учетом остаточной нефтенасыщенности равномерно, а в процессе закачки пористость и объем водной фазы не меняется, можно рассчитать радиус обработанной зоны:

Здесь УИа - объем закачанного кислотного состава. В данном случае радиус обработанной зоны составил 1.28 м. Предполагая, что кислотный состав реагирует полностью и без остатка, оценена пористость призабойной зоны: УиасВ

Пористость обработанной зоны составила 0.158, тогда ее проницаемость по формуле Козени - к5=23.5 мД. Результирующий скин-фактор

*=<Г-№7 с«

г V

составляет -0.38.

Таким образом, при использовании интегрального метода оценки эффект от кислотной обработки занижен, так как не учитывается кинетика реакции, эффекты растворения и фильтрации. При достаточно высоких скоростях реакции ошибка будет значима.

Можно сделать вывод, что интегральный метод оценки скин-фактора применим только в случае, когда скорость растворения породы достаточно низкая, реакция протекает полностью за рассматриваемый период времени. На практике на реакцию кислоты отводится обычно не более 4 часов, поэтому при оценке эффективности солянокислотных обработок почти всегда следует учитывать кинетику растворения. Обработки карбонатов соляной кислотой характеризуются достаточно высокой скоростью реакции, поэтому интегральный метод часто оказывается неприменимым.

Проведены расчеты по определению эффекта от кислотной обработки при разном темпе нагнетания заданного объема кислотного состава рис. 5.

0 20 40 60 80 100

б л /сут

Рис. 5 Зависимость скин-фактора 5 от темпа нагнетания Q при кислотной

обработке.

Сначала снижение приемистости скважины при соответствующем увеличении длительности обработки приводит к росту эффективности воздействия и значение скин-фактора убывает, однако, начиная с некоторого момента, замедление процесса приводит к снижению его эффективности. Таким образом, показано, что при известной скорости реакции можно определить такой темп закачки кислотного состава, при котором достигается наилучший эффект от обработки. Аналогично можно показать, что регулирование скорости реакции с использованием специальных добавок позволяет достичь наилучшего результата при заданном темпе и объеме нагнетания состава (рис. 6).

Рис. 6 Зависимость скин-фактора 5 от скорости реакции кислоты с породой у при нагнетании 30 м3 кислотного состава за 12 мин. в ходе кислотной

обработки

Проведено моделирование ряда кислотных обработок, которые имели место на Каширо-Подольском объекте Вятской площади Арланского месторождения Удмуртии. В ряде случаев получена хорошая сходимость фактических данных с расчетными, рис. 7.

Проведено моделирование процесса соляно-кислогаого воздействия при кислотном гидравлическом разрыве с помощью предложенной модели. Моделировалась закачка кислотного состава с массовой концентрацией кислоты 12% в однородный карбонатный коллектор через трещину ГРП полудлиной 10 м объемом 42 м3 с постоянным расходом 200м3 на протяжении 5 часов, далее скважина была остановлена на реакцию. Основная часть кислоты прореагировала при закачке раствора в пласт, тогда как после остановки закачки реакция длилась короткое время. Общее время реакции не превысило 8 часов, в то время как основная фаза реакции длилась в основном при закачке и составила 5.5 часов. Определено значение скин-фактора -3.92, размер зоны проникновения кислоты составил 0.15 м.

Были выполнены многовариантные расчеты, которые позволили оценить скин-фактор для трещин разной длины в зависимости от глубины зоны проникновения состава в пласт, рис. 10. При увеличении полудлины трещины для достижения заданной глубины проникновения требуется увеличивать объем закачиваемого состава, т.е. скорость закачки. Но полудлина трещины более значимый параметр, чем глубина затронутой зоны. При небольшой полудлине даже в случае более глубокого проникновения состава в пласт

эффект от воздействия намного ниже, чем для трещин большой длины. Поэтому утечки кислоты в пласт в ходе кислотного гидроразрыва, приводящие к расширению зоны проникновения, при сохранении объема реагента снижают эффективность воздействия. Снизить потери кислоты в окружающие породы можно, выбрав более агрессивный агент закачки либо закачивая кислотный состав высокими темпами, достаточными для того, чтобы состав достиг концов трещины.

полудлине трещины: 1 - 1 м, 2 - 2 м, 3 - 5 м, 4 - 10 м, 5 - 20 м.

Для апробации модели были выполнены расчеты для условий Верейского объекта разработки одного из месторождений Удмуртии, моделировалось протравливание1 водным раствором НС1 15%-ной концентрации в объеме 30 м3 трещины гидроразрыва с полудлиной 12.5 м в течение 12 мин. при темпе нагнетания 3600 м3/сут. Поскольку скважина работала с низкой обводненностью (<5%), было принято, что фильтрация протекает в пласте, изначально насыщенном нефтью. Согласно расчету скин-фактор после обработки достиг значения -4.18, глубина проникновения кислотного состава в

пласт в направлении, перпендикулярном трещине, составила 0.42 м. Расчетный дебит нефти до обработки - 16.8 т/сут., после обработки - 37.2 т/сут., что хорошо согласуется с фактическими данными (рис. 9).

В заключении изложены основные результаты диссертационной работы.

В Приложении 1 приводится размерное описание уравнений кислотной обработки добывающей скважины и кислотного гидравлического разрыва пласта.

В Приложении 2 представлен текст компьютерной программы для расчета кислотного воздействия.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Создана физически содержательная модель двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты, реагирующей с породой, основанная на законах сохранения массы фаз и активного компонента водной фазы, уравнении кинетики растворения породы, зависимости проницаемости от пористости. На ее базе разработаны алгоритмы и программы для расчета эффекта кислотной обработки скважин и трещины в ходе кислотного гидроразрыва в нефтенасыщенном пласте.

2. В результате рассмотрения задачи о кислотной обработке скважины проведена оценка глубины проникновения водного раствора кислоты в пласт, эффективности кислотной обработки, необходимого времени остановки скважины на реакцию и очистки призабойной зоны пласта.

3. Показано, что регулирование таких параметров воздействия как темп нагнетания и скорость химической реакции позволяет достичь максимально возможного эффекта кислотной обработки при заданном объеме раствора реагента.

4. В результате рассмотрения задачи о кислотном воздействии вдоль трещины в ходе кислотного гидроразрыва проведена оценка глубины проникновения водного раствора кислоты в пласт и эффективности кислотного гидроразрыва. Показано, что потери кислотного состава в пласт отрицательно сказываются на эффективности кислотного гидроразрыва.

5. Выполнены расчеты кислотного воздействия для реальных объектов.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Вольнов И.А. Об оценке эффективности кислотного воздействия на залежах нефти в карбонатных коллекторах // Вестник ИЖГТУ. - 2009. -№3(43).-С. 130-131

2. Вольнов И.А., Каневская Р.Д. Фильтрационные эффекты растворения породы при кислотном воздействии на карбонатные нефтесодержащие пласты // Изв. РАН МЖГ. - 2009. - № 6. - С. 105-114

3. Вольнов И.А. Автоматизация оценки эффективности процессов протекающих при солянокислотных обработках карбонатных коллекторов залежей нефти // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной и газовой промышленности. - 2009. - № 8. - С. 32-36

4. Вольнов И.А., Каневская Р.Д. О возможности применения газодинамического разрыва пласта для разработки газошдратных залежей // Технологии нефти и газа. - 2008. - № 5. - С. 32-38

5. Вольнов И.А., Ершов Т.Б., Каневская Р.Д. Оценка перспектив доразработки Вятской площади Арланского месторождения на основе геолого-технологической модели // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 3. -С. 40-43

6. Вольнов И.А., Каневская Р.Д. Моделирование солянокислотного воздействия на карбонатные коллектора // Нефтяное хозяйство. - 2009. -№7.-С. 97-99

7. Вольнов И.А., Каневская Р.Д. Моделирование кислотных обработок и кислотного гидравлического разрыва в карбонатных коллекторах: докл. II Международн. научн. симп. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». - М.: ОАО «ВНИИнефть», Т1. 2009. -С. 188-193

8. Вольнов И.А. Оценка эффективности тепловых обработок скважины и трещины гидравлического разрыва пласта газогидратной залежи с учетом тепловых потерь в окружающие породы: Тез. докл. Седьмая всерос. конф, молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой

23

промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - С. 8

9. Вольнов И.А. Ершов Т.Б., Каневская Р.Д., Полякова Л.Е, Савельев В.А. Опыт построения геолого-технологической модели для обоснования методов интенсификации добычи и оценки перспектив доразработки месторождения на поздней стадии: Тез. докл. Междунар. науч. симп. -Т.2. - М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч. исслед. ин-т», 2007. - С. 250 -256

Ю.Вольнов И.А., Ершов Т.Е., Каневская Р.Д., Савельев В.А. Особенности гидродинамического моделирования и прогнозирования нефтеотдачи на поздней стадии разработки терригенных отложений Вятской площади Арланского месторождения: Тез. докл. Междунар. научно-практической конф. «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» - Казань: Изд-во «Фэн», 2007. - С. 147-151

11. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №

2009612546 от 20.05.09. Бюллетень - Программы для ЭВМ, Базы данных, топологии интегральных микросхем №3 2009. «Программа для расчета эффекта кислотной обработки скважин в нефтенасыщенном пласте (АСШ-ку)». Авторы: Вольнов И.А., Каневская Р.Д.

12.Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №

2009612547 от 20.05.09. Бюллетень - Программы для ЭВМ, Базы данных, топологии интегральных микросхем №3 2009. «Программа для расчета эффекта кислотного гидроразрыва скважин в нефтенасыщенном пласте (АСГО-Ргас-ку)». Авторы: Вольнов И.А., Каневская Р.Д.

Подписано в печать: Исполнено:

05.11.2009 06.11.2009

Заказ № 2918 Тираж -100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 . (499)788-78-56 www.autoreferat.ru

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 Кислотное воздействие на карбонатные пласты и методы моделирования.

1.1. Виды кислотного воздействия.

1.2. Методы расчета кислотного воздействия на пласт.

1.3. Анализ математических моделей кислотного воздействия.

1.3.1. Анализ математических моделей кислотных обработок.

1.3.2. Анализ математических моделей кислотного гидравлического разрыва пласта.

1.4. Модели гидравлического разрыва пласта.

1.5. Моделирование вытеснения нефти растворами активной примеси.

1.6. Экспериментальные исследования процессов, протекающих при кислотном воздействии на пласт.

ГЛАВА 2 Основные уравнения, описывающие кислотное воздействие на пласт.

2.1.Уравнение кинетики реакции растворения.

2.2. Уравнение сохранения массы кислоты.

2.3. Уравнение сохранения массы водной фазы.

2.4. Уравнение сохранения массы жидкости.

ГЛАВА 3 Задача кислотного воздействия на пласт.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Решение задачи.

3.3. Анализ устойчивости.

ГЛАВА 4 Примеры и результаты расчетов.

4.1. Исследование процесса растворения породы.

4.2. Кислотная обработка скважины.

4.2.1. Пример расчета.

4.2.2. Расчет солянокислотной обработки скважины на примере Башкирского объекта разработки месторождения Удмуртии.

4.2.3. Расчет солянокислотных обработок скважин Арланского месторождения.

4.3. Кислотный гидравлический разрыв пласта.

4.3.1. Пример расчета.

4.3.2. Расчет кислотного гидравлического разрыва пласта на скважине Верейского объекта разработки месторождения Удмуртии.

Актуальность работы. В последнее время в России наметилась тенденция в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти, для проектирования выработки которых часто требуется мультидисциплинарный системный подход. Огромная часть трудноизвлекаемых запасов сосредоточена в карбонатных пластах, разработка которых осложнена низкой проницаемостью и трещиноватостью. Распространенной и эффективной технологией увеличения проницаемости таких пластов является кислотное воздействие на призабойную зону скважин. Обработка водными растворами кислот призабойной зоны скважины позволяет модифицировать поровое пространство и интенсифицировать приток флюидов.

Существующие однофазные модели, описывающие плоскопараллельную и плоскорадиальную фильтрацию, не могут адекватно описывать процесс фильтрации флюида и растворения породы в призабойной зоне скважин, вскрывающих нефтенасыщенные пласты, и в окрестности трещин формирующихся в ходе кислотного гидравлического разрыва. Использование моделей, учитывающих двухфазный характер вытеснения нефти водным раствором кислоты, реакцию кислоты с породой, особенности притока флюидов к стоку (скважина или трещина) и кинетику растворения породы кислотой позволяет адекватно оценивать эффективность обработки, глубину проникновения кислоты в пласт, необходимое время остановки скважины на реакцию и рассчитывать параметры очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции.

В данной работе строится физически содержательная модель двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты в первоначально однородном пласте радиальной и эллиптической формы. Учитывается кинетика растворения породы кислотой, присутствующей в водной фазе. Жидкости предполагаются несжимаемыми. С помощью построенной модели рассматриваются важные с практической точки зрения процессы кислотной обработки скважин и кислотного гидравлического разрыва пласта.

Применение предлагаемой модели позволяет дать обоснованные рекомендации по выбору параметров обработки, оценить эффективность воздействия, учесть двухфазный характер вытеснения нефти водным раствором соляной кислоты. Эти обстоятельства определяют актуальность предлагаемой работы.

Цель работы. Целью данной работы является исследование фильтрационных эффектов, возникающих при кислотном воздействии на карбонатные нефтесодержащие пласты.

Для достижения поставленной цели были созданы математические модели, алгоритмы и программы для расчета вытеснения нефти водным раствором кислоты с учетом кинетики растворения карбонатной породы в призабойной зоне скважины и вблизи трещины, формирующейся при кислотном гидроразрыве. С помощью созданных программ были выполнены многовариантные расчеты, в том числе и для реальных объектов.

Основные задачи работы.

1. Создание математических моделей двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты, при кислотных обработках и кислотном гидравлическом разрыве пласта.

2. Анализ процессов и эффектов, возникающих при кислотном воздействии на карбонатные пласты, с помощью предложенной модели.

3. Качественная и количественная оценка параметров кислотного воздействия.

4. Применение предложенной модели на практике, на примере реальных объектов разработки.

Методом исследования является математическое моделирование. В качестве теоретической базы используются общие законы механики сплошных сред и физической химии, основные представления подземной гидродинамики, математической физики, вычислительной математики и теории разностных схем.

Основными защищаемыми положениями являются:

1. Математическая модель неустановившегося двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты.

2. Качественное описание процессов фильтрации, протекающих при кислотном воздействии на пласт, и количественная оценка характеристик кислотных обработок скважины и трещины гидроразрыва на основе созданной математической модели.

3. Результаты расчетов кислотного воздействия для реальных объектов.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Создана физически содержательная модель двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты, реагирующей с породой, позволяющая моделировать кислотное воздействие на нефтенасыщенный пласт.

2. На основе математического моделирования решена задача о проведении кислотной обработки скважины и трещины гидроразрыва.

3. Выполнена оценка глубины проникновения кислоты в пласт, эффективности кислотного воздействия, необходимого времени остановки скважины на реакцию и очистки призабойной зоны пласта.

4. Показано, что регулирование таких параметров воздействия, как темп нагнетания и скорость химической реакции позволяет достичь максимально возможного эффекта кислотной обработки при заданном объеме раствора реагента.

5. Показано, что при кислотном гидроразрыве значительное замедление скорости реакции может привести к большим утечкам непрореагировавшей кислоты в пласт, расширить зону проникновения, снизить эффекты вблизи трещины и тем самым ухудшить результат воздействия.

Практическая значимость работы:

1. Созданы и зарегистрированы программы для расчета эффекта кислотной обработки скважин и трещин кислотного гидравлического разрыва пласта.

2. Получены количественные оценки необходимой длительности остановки скважины на реакцию и очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции кислоты с породой.

3. Даны рекомендации по выбору темпа нагнетания и регулированию скорости химической реакции для достижения максимально возможного эффекта кислотной обработки при заданном объеме раствора реагента.

4. Количественно определен эффект кислотной обработки и глубина проникновения кислоты в пласт на примере ряда скважин месторождений Удмуртии. Получена хорошая сходимость результатов расчетов с фактическими данными.

Апробация работы. Основные положения и результаты, изложенные в диссертации, докладывались на 6-и конференциях: 60-я Юбилейная студенческая научная конференция «Нефть и газ - 2006» (11-14 апреля 2006 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Международная научно-практическая конференция «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (4-6 сентября 2007 г., Казань), Седьмая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (25-28 сентября 2007 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Научно-практическая конференция «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (27-28 ноября 2008 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), П-я научно-практическая конференция «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений»

15-17 апреля 2009 г., Уфа), П-й Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (15-16 сентября 2009 г., Москва, ОАО «ВНИИнефть»). Результаты работы многократно обсуждались на научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), кафедры прикладной математики и компьютерного моделирования (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) и ООО «Русснефть-НТЦ».

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 12 печатных работ.

Диссертация состоит из четырех глав. В первой главе предлагается литературный обзор, посвященный разновидностям и методам расчета кислотного воздействия на пласт. Во второй главе даны основные математические модели: закон сохранения массы компонент, участвующих в фильтрации и уравнение кинетики растворения породы кислотой. В третьей главе приводится постановка задачи кислотного воздействия на призабойную зону скважины и зону вблизи трещины гидроразрыва, описывается разностная схема для численного расчета. Четвертая глава посвящена основным результатам, полученным при моделировании кислотного воздействия на пласт, приведены примеры расчетов для реальных объектов Удмуртии.

1. КИСЛОТНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА КАРБОНАТНЫЕ ПЛАСТЫ И МЕТОДЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ.

Заключение.

В диссертационной работе представлена математическая модель двухфазного вытеснения нефти водным раствором соляной кислоты с учетом растворения породы, предназначенная для моделирования кислотного воздействия на нефтенасыщенные карбонатные пласты. Рассмотрены модели кислотной обработки скважины и кислотного воздействия на трещину в ходе кислотного гидроразрыва.

Модель двухфазного вытеснения нефти водным раствором соляной кислоты основана на законах сохранения массы породы, нефтяной, водной фаз, и активного компонента - кислоты.

Новизна предложенного подхода состоит в том, что, во-первых, рассматривается двухфазная модель кислотного воздействия, во-вторых учитывается кинетика реакции кислоты с породой и фильтрационные эффекты растворения; в-третьих, учитываются особенности фильтрации не только вблизи скважины, но и вблизи кислотного гидроразрыва, что дает возможность оценивать глубину проникновения водной фазы в пласт, эффективность кислотного воздействия, необходимое время остановки скважины на реакцию и очистки призабойной зоны пласта.

Для реализации модели разработан расчетный алгоритм и компьютерная программа. Расчетный алгоритм был основан на методе конечных разностей. Был проведен анализ устойчивости разностной схемы. Адекватность модели была проверена сопоставлением с фактическими данными по некоторым месторождениям Удмуртии.

С помощь модели и расчетного алгоритма были проведены исследования процессов, возникающих при кислотном воздействии на карбонатные пласты: остановка скважины на реакцию после кислотной обработки, очистка призабойной зоны пласта от продуктов реакции водного раствора кислоты с породой, эффекты фильтрации при кислотном воздействии в скважинах и трещинах кислотного гидроразрыва. Показано, что регулирование таких параметров воздействия как темп нагнетания и скорость химической реакции позволяет достичь максимально возможного эффекта кислотной обработки при заданном объеме раствора реагента. Отмечено, что при кислотном гидроразрыве значительное замедление скорости реакции может привести к большим утечкам непрореагировавшей кислоты в пласт, расширить зону проникновения, но снизить эффекты вблизи трещины и тем самым ухудшить результат воздействия.

В заключении еще раз кратко повторим основные результаты работы:

1. Создана физически содержательная модель двухфазного вытеснения нефти водным раствором кислоты, реагирующей с породой, основанная на законах сохранения массы фаз и активного компонента водной фазы, уравнении кинетики растворения породы, зависимости проницаемости от пористости. На ее базе разработаны алгоритмы и программы для расчета эффекта кислотной обработки скважин и трещины в ходе кислотного гидроразрыва в нефтенасыщенном пласте.

2. В результате рассмотрения задачи о кислотной обработке скважины проведена оценка глубины проникновения водного раствора кислоты в пласт, эффективности кислотной обработки, необходимого времени остановки скважины на реакцию и очистки призабойной зоны пласта.

3. Показано, что регулирование таких параметров воздействия как темп нагнетания и скорость химической реакции позволяет достичь максимально возможного эффекта кислотной обработки при заданном объеме раствора реагента.

4. В результате рассмотрения задачи о кислотном воздействии вдоль трещины в ходе кислотного гидроразрыва проведена оценка глубины проникновения водного раствора кислоты в пласт и эффективности кислотного гидроразрыва. Показано, что потери кислотного состава в пласт отрицательно сказываются на эффективности кислотного гидроразрыва.

5. Выполнены расчеты кислотного воздействия для реальных объектов.

1. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. — М.: «Недра», 1975. - 264 с.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 416 с.

3. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. — 488 с.

4. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва пласта // Прикл.матем. и механика. — 1956. — Т.20. -№ 4. — С. 475-486

5. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. — 211 с.

6. Бедриковецкий П.Г. Вытеснение нефти оторочкой активной примеси, продвигаемой по пласту водой. — Изв. АН СССР. МЖГ, 1982, №3, с. 102-111

7. Бедриковецкий П.Г., Каневская Р.Д., Лурье М.В. Влияние кинетики процессов сорбции, растворения и теплообмена на вытеснение нефти растворами активных примесей // Механика жидкости и газа. — 1985. — №6. -С. 60-71

8. Бедриковецкий П.Г., Каневская Р.Д., Лурье М.В. Эффекты неравновесной сорбции, растворения и теплообмена при вытеснении активными жидкостями: Докл. АН СССР, 1982. Т. 266. — №6. - С. 1324-1329.

9. Брагинская Г.С., Ентов В.М. О неизотермическом вытеснении нефти раствором активной примеси. — М.: Институт проблем механики Академии наук СССР, 1978. 60 с.

10. Ю.Вабшцевич П.Н., Самарский А.А. Численные методы решения задач конвекции-диффузии. Изд. 2-е, испр. М.: Едиториал УРСС, 2003. — 248 с.

11. Вольнов И.А., Ершов Т.Б., Каневская Р.Д. Оценка перспектив доразработки Вятской площади Арланского месторождения на основе геолого-технологической модели // Нефтяное хозяйство. — 2008. — № 3. С. 40-43

12. Вольнов И.А., Каневская Р.Д. Моделирование солянокислотного воздействия на карбонатные коллектора // Нефтяное хозяйство. — 2009. № 7. - С. 97-99

13. Вольнов И. А., Каневская Р. Д. О возможности применения газодинамического разрыва пласта для разработки газогидратных залежей // Технологии нефти и газа. 2008. - № 5. - С. 32-38

14. Вольнов И.А., Каневская Р.Д. Фильтрационные эффекты растворения породы при кислотном воздействии на карбонатные нефтесодержащие пласты // Изв. РАН МЖГ. 2009. - № 6. - С. 105-114

15. Гейхман М.Г., Джафаров К.И., Исаев Г.П., Малышев С.В., Нифантов В.И., Середа Н.Е. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 104 с.

16. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. -М.: Недра, 1989. — 232 е.: ил.

17. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966. -198с.

18. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975. — 207с.

19. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1986. - 332 с.

20. Желтов Ю.П., Христианович С. А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта // Изв. АН СССР. ОТН. 1955. - № 5. - С. 3-41

21. Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. — М.: Недра, 1991. 384 с.

22. Иванов С.И. Интенсификации притока нефти и газа к скважинам. Учеб. Пособие. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 565 е.: ил.

23. Кадет В.В., Селяков В.И. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. — М.: 1-й Топмаш, 2006. 256 с.

24. Кадет В.В., Селяков В.И. Фильтрация флюида в среде, содержащей эллиптическую трещину гидроразрыва // Изв. Вузов. Нефть и газ. — 1988.-№5.-С. 88-95

25. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. — 128 с.

26. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 1999. - 212 с.

27. Кривоносов И.В., Чарный И.А. Расчет дебитов скважин с трещиноватой призабойной зоной пласта // Нефтяное хозяйство. — 1955.-№7.-С. 40-47

28. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. — 720 с.

29. Левинский М.И., Мазанко А.Ф., Новиков И.Н. Хлористый водород и соляная кислота. М.: Химия, 1985. - 160 с.

30. Логинов Б.Г. Интенсификация добычи нефти методом кислотной обработки. М.: Гостоптехиздат, 1951. - 245 с.

31. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: «Недра», 1966. - 219 с.

32. Максимов М.И. Обработка скважин соляной кислотой. М.: Гостоптехиздат, 1945. - 125 с.

33. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

34. Мирзаджанзаде А.Х, Гусейнзаде М.А., Решение задач нефтегазопромысловой механики. — М.: «Недра», 1971. 200 с.

35. Позин М.Е. Технология минеральных солей. 4изд., Л.: Химия, 1974. — 768 с.

36. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. Краснодар.: ОАО НПО «Бурение», 2006. 264 с.

37. Самарский А.А., Тихонов А.Н. Уравнения математической физики. -М.: Наука, 1977.-736 с.

38. Седов Л.И. Механика сплошной среды. Т. I. М.: Наука, 1994. - 528 с.

39. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. // Сб. под общ. ред. Гиматудинова Ш.К. М.: Недра, 1983. — 455с.

40. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. — 688 с.

41. Таранчук В.Б., Чудов Л.А. Проблемы теории фильтрации и механика процессов повышения нефтеотдачи. // Сб. под ред. Кочина П.Я., Ентова В.М. М.: Наука, 1987. - С. 184-194

42. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986. - 165 с.

43. Фурман А.А. Неорганические хлориды. М.: Химия, 1980. 416 с.

44. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. — М.: Гос. Научнотехническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1963.-394 с.

45. Швидлер М.И. Приток жидкости к скважине с трещиной в призабойной зоне // Изв. АН СССР. ОТН. 1955. - № 11. - С. 95-100

46. Alderman E.N., Cloud J.E., Coulter A.W., Crowe C.W. Mathematical model simulates actual well conditions in fracture acidizing treatment design // Paper SPE 5004-MS. 1974.

47. Anderson M.L., Vogt T.C. Optimizing the profitability of matrix acidizing treatments // J. Petrol. Technol. 1974. - V. 26. - N 9. - P. 1055-1062

48. Ault J.W., Cunningham J.R., Fogler J.S., Lund K., McCune C.C. A new model of the physical and chemical changes in sandstone during acidizing // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1975. -V. 15. -N 5. - P. 361-370

49. Barrett N.D, Coulter A.W., Crowe C.W., Miller B.D. Alternate stages of pad fluid and acid provide improved leakoff control for fracture acidizing // Paper SPE 6124-MS. 1976.

50. Beg M.S., Gong M., Hill A.D., Kunak A.O., Zhu D. A systematic experimental study of acid fracture conductivity // SPE Production and facilities Journal. 1998. -V. 13. -N 4. - P. 267-271

51. Ben-Naceur K., Economides M.J. Design and evaluation of acid fracturing treatments // Paper SPE 18978. 1989.

52. Ben-Naceur K., Economides M.J. The effectiveness of acid fractures and their production behavior // Paper SPE 18536-MS. 1988.

53. Charidge E.L., Bondor P.L. A graphical method for calculating linear displacement with mass transfer and continously changing mobilities // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1974. - V. 14. - N 6. - P. 609-618

54. Cinco-Ley H. Transient pressure analysis for fractured wells // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1981. -V. 33. -N 9. - P. 1749-1766.

55. Crowe C.W., Hutchinson B.H., Trittipo B.L. Fluid-loss control: the key to successful acid fracturing // SPE Prod. Eng. 1989. - V. 4. - N 2. - P. 215220.

56. Crowe C.W., Martin R.C., Michaelis A.M. Evaluation of acid-gelling agents for use in well stimulation // Soc. Petrol. Eng. Journal. -1981. — V. 21.—N 4.-P. 415-424

57. Crowe C.W., Smith C.F., Wieland D.R. Fracture acidizing in high temperature limestone // Paper SPE 2859-MS. 1970.

58. Dean R.H., Lo K.K. Modeling of acid fracturing // SPE Prod. Eng. 1989. -V. 4.-N2.-P. 194-200

59. Economides M.J., Frick T.P., Pichler T. Stochastic modeling of wormhole growth in carbonate acidizing with biased randomness // Paper SPE 25004-MS. -1992.

60. Economides M.J, Mostofizadeh B. Optimum injection rate from radial acidizing experiments // Paper SPE 28547-MS. 1994.

61. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. - 1989. - 430 pp.

62. Fayers F.J. Some theoretical results concerning the displacement of a viscous oil by a hot fluid in porous medium // J. Fluid Mech. — 1962. — V. 13. —N 1. -P. 65-76

63. Gdanski R.D., Shuchart C.E. Advanced sandstone-acidizing designs with improved radial models // SPE Production and facilities Journal. — 1998. — V. 13.-N4.-P. 272-278

64. Ghalambor A., Economides M.J. Formation damage abatement: a quarter-century perspective // Soc. Petrol. Eng. Journal. 2002. — V. 7. - N 1. - P. 4-13

65. Gidley J.L., Schechter R.S., Williams B.B. Acidizing fundamentals. —New York: Monograph Doherty Series, SPE of AIME, 1979. 124 pp.

66. Guin J.A, Roberts L.D. A new method for predicting acid penetration distance // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1975. - V. 15. - N 4. - P. 277-286

67. Guin J.A., Roberts L.D. The effect of surface kinetics in fracture acidizing // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1974. - V. 14. - N 4. - P. 385-395

68. Guin J.A., Schechter R.S. Matrix acidization with highly reactive acids // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1971. - V. 11. - N 4. - P. 390-398

69. Hill A.D., Zhu D. Field results demonstrate enhanced matrix acidizing through real-time monitoring // SPE Production and facilities Journal. -1998.-V. 13.-N4.-P. 279-284

70. Hill A.D., Hung K.M., Sepehrnoori K. A mechanistic model of wormhole growth in carbonate matrix acidizing and acid fracturing // J. Petrol. Technol. 1989. -V. 41. -N 1. - P. 59-66

71. Hill A.D., Rodoplu S., Zhou H., Zhu D. Development and validation of a sandstone acidizing model with a new permeability response model // Paper SPE 84132-MS. — 2003.

72. НШ A.D., Shukla S., Zhu D. The effect of phase saturation conditions on wormhole propagation in carbonate acidizing // Soc. Petrol. Eng. Journal. — 2006.-V. 11. —N 3. —P. 273-281

73. Hirasaki G.F. Application of the theory of multicomponent, multiphase displacement to three-component, two-phase surfactant flooding // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1981.-V. 21.-N l.-P. 191-204

74. Hong-Jie X., Shu-Quan R. Temperature and common ion effect on effective acid penetration in a facture // SPE Prod. Eng. 1989. - V. 4. - N 3. - P. 221-225

75. Kalfayan L.J. Fracture acidizing: history, present state, and future // Paper SPE 106371-MS. 2007.

76. Kruk K.F., Nierode D.E. An evaluation of acid fluid-loss additives, retarded acids, and acidized fracture conductivity // Paper SPE 4549. 1973.

77. Larson R.G. The influence of phase behavior on surfactant flooding // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1979. -V. 19. -N 6. - P. 411-422

78. Larson R.G., Davis H.T., Scriven L.E. Elementary mechanisms of oil recovery by chemical methods // J. Petrol. Technol. 1982. - V. 34. - N 2. — P. 243-258

79. Larson R.G., Hirasaki G.F. Analysis of the physical mechanisms in surfactant flooding // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1978. - V. 18. - N 1. - P. 42-58

80. Lee M.H., Roberts L.D. Effect of heat of reaction on temperature distribution and acid penetration in a fracture // Soc. Petrol. Eng. Journal. — 1980. Y. 20. -N 6. -P. 501-507

81. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science. Elsevier Science Publishers, 1989. - V. 26. — 1240 pp.

82. Nelson R.C., Pope G.A. Phase relationships in chemical flooding // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1978. -V. 18. -N 5. - P. 325-338

83. Nelson R.C., Pope G.A. A chemical flooding compositional simulator // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1978. -V. 18. -N 5. - P. 339-354

84. Nierode D.E., Williams B.B. Characteristics of acid reaction in limestone formations // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1971. - V. 11. -N 4. - P. 406-418

85. Nierode D.E, Williams B.B. Design of acid fracturing treatments // J. Petrol. Technol. 1972. - V. 24. - N 7. - P. 849-859

86. Perkins Т.К., Kern L.R. Widths of hydraulic fracturing // J. Petrol. Technol. 1961.-N9.-P. 937-949

87. Pope G.A. The application of fractional flow theory to enchanced oil recovery // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1980. - V. 20. - N 3. - P. 191-205

88. Prats M. Effect of vertical fractures on reservoir behavior — incompressible fluid case//Soc. Petrol. Eng. Journal. 1961.-V. 1.-N2.-P. 105-118

89. Riley M.F. Finite conductivity fractures in elliptical coordinates: PHD dissertation. Stanford University, 1991. - 131 pp.

90. Settari A., Sullivan R.B. A new two-dimensional model for acid-fracturing design // SPE Production & Facilities. 2001. - V. 16. - N 4. - P. 200-209

91. Wachmann C. A. mathematical theory for the displacement of oil and water by alcohol // Soc. Petrol. Eng. J. 1964. - V. 4. - N 3. - P. 250-266

92. Whiteley M.E., Williams B.B. Hydrofluoric acid reaction with a porous sandstone // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1971. - V.l 1. -N 3. - P. 306-314