Введение

Кислотная обработка относится к наиболее распространённым методам воздействия на призабойную зону пласта. Её назначение заключается в растворении карбонатных включений, удалении минеральных и техногенных загрязнений, раскрытии фильтрационных каналов и уменьшении дополнительного сопротивления притоку флюида к скважине. В инженерной практике эффективность такого воздействия оценивается не только по объёму закачанной кислоты, но и по тому, насколько изменяются проницаемость, скин-фактор, индекс продуктивности и фактический дебит скважины [1, 2].

В то же время традиционная кислотная обработка имеет ряд ограничений. Кислотный раствор может быстро расходоваться вблизи забоя, проникать в наиболее проницаемые интервалы и не обеспечивать равномерного воздействия по толщине продуктивного пласта. Дополнительными рисками являются коррозия оборудования, образование вторичных осадков, несовместимость кислотного состава с пластовой водой и миграция тонкодисперсных частиц [3]. Поэтому в последние годы рассматриваются различные модификации кислотных составов и технологий их подготовки, направленные на повышение глубины и равномерности воздействия.

Одним из таких направлений является применение магнитизированной кислоты, под которой в данной работе понимается кислотный раствор, предварительно пропущенный через зону действия магнитного поля перед закачкой в пласт. Следует подчеркнуть, что магнитная обработка не должна рассматриваться как универсальный способ увеличения добычи. Её возможное влияние должно оцениваться через измеряемые технологические показатели: изменение остаточного скин-фактора, темпа восстановления проницаемости и прироста дебита. Такой подход позволяет избежать декларативных выводов и перевести задачу в расчётно-аналитическую форму.

Целью статьи является сравнительная расчётная оценка обычной и магнитизированной кислотной обработки нефтяной скважины на основе изменения скин-фактора, индекса продуктивности и дебита нефти.

Постановка задачи и принятые допущения

Для предварительной оценки эффективности технологий рассмотрена модельная нефтяная скважина, работающая в условиях радиального притока к вертикальному стволу. Сравнивались три состояния: скважина до обработки, скважина после обычной кислотной обработки и скважина после обработки магнитизированной кислотой. В расчёте принято, что пластовые свойства за пределами призабойной зоны остаются неизменными, а основной технологический эффект проявляется через снижение положительного скин-фактора.

Такой подход является упрощённым, но удобным для магистерской статьи, поскольку позволяет связать технологическое действие кислоты с эксплуатационным результатом. В реальном проектировании необходимо дополнительно учитывать минералогический состав коллектора, тип кислоты, концентрацию активного вещества, температуру, давление, совместимость с пластовой водой, коррозионную активность, объём закачки, режим продавки и фактическую историю работы скважины [4, 5].

Таблица 1

Сравнительная характеристика обычной и магнитизированной кислотной обработки

Рис. 1. Логика расчётно-аналитической оценки эффективности кислотной обработки

Методика расчёта

В качестве базовой зависимости использована формула установившегося радиального притока нефти к вертикальной скважине с учётом скин-фактора. Для расчёта дебита применена следующая запись:

q = 0,00708 · k · h · Δp / [μ · B · (ln(re/rw) + S)],

где q — дебит нефти, STB/сут; k — проницаемость пласта, мД; h — эффективная нефтенасыщенная толщина, ft; Δp — депрессия, psi; μ — вязкость нефти, cP; B — объёмный коэффициент нефти; re — радиус дренирования; rw — радиус скважины; S — скин-фактор. После расчёта значение дебита переведено в м³/сут.

В относительной форме индекс продуктивности можно представить как величину, обратно пропорциональную сумме ln(re/rw) + S. Поэтому при неизменных k, h, μ, B и Δp снижение S непосредственно приводит к увеличению J и q. Такой показатель удобен для сравнения технологий, так как позволяет отделить эффект обработки призабойной зоны от неизменных пластовых параметров.

Для обычной кислотной обработки принято снижение скин-фактора с 8,0 до 2,0. Для магнитизированной кислотной обработки в расчётном примере принят более низкий остаточный скин-фактор 0,5. Это не является универсальным промысловым нормативом, а используется как демонстрационное допущение для оценки потенциальной эффективности технологии. При наличии фактических лабораторных или промысловых данных эти значения должны быть заменены на реальные.

Таблица 2

Исходные данные для расчётного примера

Рис. 2. Условное сравнение зоны кислотного воздействия при обычной и магнитизированной кислотной обработке пласта

Результаты расчёта

Результаты расчётного сравнения представлены в таблице 3. За базовое состояние принята скважина до обработки. Относительный индекс продуктивности показывает, во сколько раз изменяется продуктивность по сравнению с исходным состоянием при сохранении остальных параметров неизменными.

Таблица 3

Сравнение расчётной продуктивности скважины до и после обработки

Рис. 3. Изменение скин-фактора при разных вариантах обработки

Рис. 4. Расчётный дебит нефти до и после кислотной обработки

Из расчёта видно, что исходный дебит модельной скважины составляет 11,9 м³/сут. После обычной кислотной обработки при снижении скин-фактора до 2,0 расчётный дебит возрастает до 19,2 м³/сут, что соответствует приросту примерно 61,6 %. Для варианта магнитизированной кислотной обработки при остаточном скин-факторе 0,5 дебит достигает 22,7 м³/сут, а прирост к исходному состоянию составляет около 90,9 %. Дополнительный прирост по отношению к обычной кислотной обработке равен примерно 18,2 %.

Полученные значения показывают, что потенциальное преимущество магнитизированной кислоты в расчётной модели связано не с изменением общего пластового давления или проницаемости всего пласта, а с более глубоким снижением дополнительного сопротивления в призабойной зоне. Поэтому ключевым параметром для подтверждения эффективности технологии является не сам факт магнитной обработки раствора, а измеренное изменение остаточного скин-фактора после воздействия.

Анализ чувствительности

Для оценки устойчивости результата выполнен анализ чувствительности расчётного дебита к остаточному скин-фактору после обработки. В таблице 4 и на рисунке 5 показано, как изменяется прогнозный дебит при S от 0 до 3. Такой анализ полезен при отсутствии точных промысловых данных: он позволяет определить, насколько сильно результат зависит от степени восстановления призабойной зоны.

Таблица 4

Чувствительность дебита к остаточному скин-фактору после обработки

Рис. 5. Зависимость расчётного дебита от остаточного скин-фактора

Наиболее заметное влияние остаточного скин-фактора проявляется в области малых значений S. При снижении S с 3,0 до 0,5 дебит увеличивается с 17,4 до 22,7 м³/сут. Следовательно, даже небольшое дополнительное уменьшение сопротивления притоку в призабойной зоне может дать ощутимый эксплуатационный эффект. Однако при отрицательных или близких к нулю значениях скин-фактора дальнейшее увеличение дебита становится менее выраженным, что связано с логарифмической структурой радиальной модели.

Обсуждение результатов

Расчёт показывает, что магнитизированная кислотная обработка может быть представлена в инженерной модели через коэффициент дополнительного снижения скин-фактора. Такой подход имеет практическое преимущество: он позволяет сравнивать технологии не по качественным утверждениям, а по измеряемым величинам. Если после обработки по результатам гидродинамических исследований скважины подтверждается более низкий остаточный S, то применение модифицированной технологии может быть экономически и технологически обосновано.

При этом полученный результат нельзя трактовать как доказательство универсальной эффективности магнитизированной кислоты для всех пластов. Влияние магнитной обработки может зависеть от минерализации воды, состава кислоты, температуры, содержания железа, карбонатности породы, наличия глинистых минералов и режима закачки. Кроме того, при кислотной обработке сохраняются классические технологические риски: коррозия насосно-компрессорных труб, образование нерастворимых продуктов реакции, вынос механических примесей и неравномерное распределение кислоты по интервалу перфорации [3, 6].

Поэтому для практического внедрения технологии целесообразно использовать последовательную схему проверки. На первом этапе выполняется лабораторное сравнение обычной и магнитизированной кислоты на керне: измеряется проницаемость до и после обработки, скорость реакции, изменение пористости и возможное образование осадка. На втором этапе проводится расчётная оценка ожидаемого изменения дебита, аналогичная приведённой в данной статье. На третьем этапе результаты уточняются по данным гидродинамического исследования скважины до и после обработки. Только такая последовательность позволяет корректно отделить реальный эффект технологии от влияния режима эксплуатации и естественной неоднородности пласта.

Выводы

1. Кислотная обработка призабойной зоны повышает продуктивность нефтяной скважины главным образом за счёт уменьшения дополнительного фильтрационного сопротивления, выражаемого скин-фактором.
2. Для расчётного примера снижение скин-фактора с 8,0 до 2,0 после обычной кислотной обработки увеличило дебит нефти с 11,9 до 19,2 м³/сут, то есть примерно на 61,6 %.
3. Для варианта магнитизированной кислотной обработки при остаточном скин-факторе 0,5 расчётный дебит составил 22,7 м³/сут, что соответствует приросту около 90,9 % к исходному состоянию.
4. Дополнительный эффект магнитизированной кислоты в предложенной модели должен оцениваться не декларативно, а через подтверждённое снижение остаточного скин-фактора и повышение индекса продуктивности.
5. Перед промысловым применением технологии необходимы лабораторные испытания на керне и проверка совместимости кислотного состава с породой, пластовой водой и материалами скважинного оборудования.

Литература:

1. Economides M. J., Nolte K. G. Reservoir Stimulation. 3rd ed. Chichester: John Wiley & Sons, 2000. 856 p.
2. Schechter R. S. Oil Well Stimulation. Englewood Cliffs: Prentice Hall, 1992. 602 p.
3. Wang J., Huang Y., Zhou F., Song Z., Liang X. Study on reservoir damage during acidizing for high-temperature and ultra-deep tight sandstone reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 191. Article 107231. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107231.
4. Rabbani E., Davarpanah A., Memariani M. An experimental study of acidizing operation performances on the wellbore productivity index enhancement // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2018. Vol. 8. P. 1243–1253. DOI: 10.1007/s13202–018–0441–8.
5. Qureshi U., Qureshi H. A., Bhatti A. A., Saeed M. S., Khalid M. S. Investigating the effects of matrix acidizing and acid fracturing on the production optimization of a carbonate reservoir: a case study // Arabian Journal of Geosciences. 2023. Vol. 16. Article 620. DOI: 10.1007/s12517–023–11734–1.
6. Dake L. P. Fundamentals of Reservoir Engineering. Amsterdam: Elsevier, 1978. 443 p.
7. American Petroleum Institute. Acidizing: Oil and Natural Gas Briefing Paper. Washington, DC: API, 2014.
8. Schlumberger Energy Glossary. Matrix stimulation. URL: https://glossary.slb.com/terms/m/matrix_stimulation (дата обращения: 04.07.2026).