تعیین نرخ مناسب تزریق اسید در سازندهای کربناته به منظور افزایشتراوایی

تراوایی یکی از پارامترهای دینامیکی مخزن در پروژه‌های ازدیاد برداشت مخازن نفت و گاز می‌باشد. دبی تولید و میزان بازیافت نهایی، شدیداً تحت تاثیر این پارامتر است؛ اما مقدار این پارامتر در برخی از مخازن کربناته اندک بوده و نیازمند اعمال راه حل مناسبی جهت افزایش آن می‌باشد. از طرفی، عملیات اسیدزنی یکی از رایج‌ترین روش‌های افزایش تولید نفت وگاز و ضریب بهره‌دهی مخازن است. در این مقاله با هدف بررسی اثر فشار تزریق و محصورکننده متفاوت، به مطالعه آزمایشگاهی روند تغییرات تراوایی سنگ‌های مخزنی طی عملیات اسیدزنی مغزه پرداخته شده است. از این‌رو، تعداد 6 نمونه سنگ مخزنی کربناته از یکی از میادین نفتی ایران تهیه شد. پس از تعیین مشخصات فیزیکی و مکانیکی نمونه‌ها، روند تاثیر فشار محصورکننده و فشار تزریق بر تغییرات تراوایی و دستیابی به دبی بهینه مورد مطالعه قرار گرفت. این موضوع با تغییر نرخ تزریق سیال از 3/6cc/min تا 15cc/min در فشار محصورکننده‌های750، 1450 و psi 2900 طراحی و انجام شد و نمونه‌های آزمایش شده پس از اسیدکاری، از طریق آزمایش سی‌تی اسکن مورد ارزیابی دقیق قرار گرفتند. بررسی نتایج آزمایش‌ها و تصاویر سی‌تی اسکن نمونه‌ها نشان می‌دهد که افزایش تراوایی به‌میزان قابل قبولی در نمونه‌ها به‌وجود آمده است. در مقادیر دبی تزریق پایین‌تر که اسید فرصت کافی برای واکنش با سنگ دارد، حفرات کرمی شکل به‌خوبی تشکیل شده و مابقی فضای نمونه، تراکم خود را تا حد زیادی حفظ کرده است. اما با افزایش دبی تزریق اسید، حفرات کرمی شکل جای خود را با تخریب کامل بخش ابتدایی مغزه عوض کرده و تراکم بخش باقی‌مانده نیز کمتر شده است. درحالی‌که مجدداً با افزایش دبی تا مقدار حداکثر تلفیقی از دو رفتار مذکور دیده می‌شود. این امر سبب افزایش بیش از 530 برابری تراوایی نسبت به مقدار اولیه این نمونه شده است. در حالی‌که از نظر مقایسه زمان تشکیل حفرات کرمی شکل، در نمونه با دبی حداکثر و نمونه با دبی حداقل، تفاوت اندکی وجود دارد. بدین منظور و با توجه به اولویت زمان انجام آزمایش و میزان حجم اسید مصرفی، می‌توان نرخ بهینه تزریق را انتخاب کرد.

Determining the Appropriate Rate of Acid Injection in Carbonate Formations to Increase Permeability

Rate production and final recycling rates are heavily influenced by permeability as a dynamic parameter, but this parameter is low in some carbonate reservoirs and requires an appropriate solution to increase it. The purpose of this study was to investigate the effect of injection and confining pressure in a laboratory study of the permeability of reservoir rocks during acidbed corrosive operations. Considering this approach, 6 samples of carbonate reservoir rock from one of Iran’s oil fields have been prepared. After determining the physical and mechanical properties of the samples, the effect of the confining pressure and the injection pressure on permeability variations and optimal flow rates were studied. Examination of the results of the experiments as well as the CT scans of the samples after acidizing operation showed that permeability increased to an acceptable level in all samples. In lower injection rates, the acid has enough time to react with the rock, wormholes are wellformed, and the rest of the sample space retains its density to a large extent, but by increasing acid injection rates, there are wormholes changing themselves with the complete destruction of the primary core section, and the remaining density has been reduced. This is accompanied by a combination of the two abovementioned behaviors, by increasing the rate to a maximum. This has led to an increase in over 530 times permeability over the initial value of the sample. However, there is a slight difference between the formation time of the formation of wormholes in the injected sample with maximum discharge and the sample injected with a minimum. However, there is a slight difference between the formation time of wormholes in the injected sample with maximum rate and the sample injected with a minimum.