Способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта Российский патент 2021 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты с вязкостью нефти в пластовых условиях от 10 до 300 мПа*с, пластовой температурой до 40 ^оС и пластовым давлением не более 6 МПа, расстоянием до водонефтяного контакта не менее 4 м.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2513586, МПК Е21B 43/27, 43/22, опубл. 20.04.2014 г., бюл. № 11), включающий последовательную закачку растворителя асфальто-смолитых и парафиновых отложений АСПО и водного раствора кислоты, разобщение пространства скважины выше и ниже интервала перфорации, закачку в разобщенное пространство растворителя, кислотного реагента и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, по способу проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием, при этом в качестве растворителя используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, а в качестве продавочной жидкости - нефть.

Недостатком является неконтролируемое образование каналов растворения, т.к. режим фильтрации кислотных составов предварительно не исследуется, следовательно качество растворенных каналов фильтрации, их глубина и форма не известны.

Также известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент RU № 2395682, МПК Е21B 43/27, опубл. 27.07.2010 г., бюл. № 21), включающий предварительную очистку скважины и коллектора призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений промывкой взаимным растворителем или смесью его и сложного эфира уксусной кислоты, закачку в пласт кислотной системы - сложного эфира уксусной кислоты и водного раствора соляной кислоты, продавку их в пласт, технологическую выдержку скважины до получения в пласте уксусной кислоты и реакции смеси кислот с породой пласта, введение скважины в эксплуатацию, причем кислотная система дополнительно содержит взаимный растворитель при соотношении сложный эфир уксусной кислоты: взаимный растворитель: раствор ингибированной соляной кислоты равном 1:0,5:3,5, в качестве взаимного растворителя используют бутиловый спирт или побочный продукт производства бутиловых спиртов, выделяемый на стадии ректификации с температурой кипения в пределах 40-110°С, в качестве сложного эфира уксусной кислоты - этилацетат или бутилацетат, водный раствор ингибированной соляной кислоты - 3-15%-ный, весь запланированный объем последнего закачивают двумя порциями с интервалом в один час.

Недостатком является неконтролируемое образование каналов растворения, т.к. режим фильтрации кислотных составов предварительно не исследуется, следовательно, качество растворенных каналов фильтрации, их глубина и форма не известны. Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность очистки призабойной зоны, следствием чего является невысокая продуктивность скважины после обработки.

Также известен способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта (патент RU №2610967, МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5), включающий определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивают буферную порцию пластовой или технической воды в объеме 2-4 м³, а в ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава - ВУС. Причем объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. После чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, и в объеме 0,5-1,0 м³ на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м³ - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубного пространства интервала обработки. После чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин ив 1,1-4 раза - для горизонтальных. После чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме НКТ плюс 3-5 м³. Кроме этого, в последнюю порцию кислотного состава добавляют вещества, снижающие скорость реакции кислоты с породой в 3-50 раз.

Недостатком способа является отсутствие стадий с растворителем, в итоге - плохой контакт с породой кислотного состава, а также то, что применение высоковязких неньютоновских жидкостей накладывает ограничения на фильтрационные характеристики закачиваемых составов, в связи с этим технология неприменима в качестве первичной матричной кислотной обработки.

Наиболее близким является способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта (патент RU № 2704668, МПК Е21B 43/27, опубл. 30.10.2019 г., бюл. № 31), включающий определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта. ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас.%: талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0; гидроксид натрия 5,0-15,0; хлорид натрия 6,0; вода - остальное. При этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м³. Объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Перед закачкой порции ВУС с волокнами лактида закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с поверхностно-активным веществом ПАВ в объеме 0,5-1,0 м³, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м³ на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м³ - для горизонтальных скважин. Количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты. Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м³ с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.

Недостатком способа является, то что нет стадий с растворителем – плохой контакт с породой кислотного состава. Применение высоковязких неньютоновских жидкостей накладывает ограничения на фильтрационные характеристики закачиваемых составов – технология неприменима в качестве первичной матричной кислотной обработки. Наличие волокна в составе жидкости приведет к нежелательной кольматации и снижению фильтрации, что снизит качество образованных каналов растворения, непродолжительному эффекту, а следовательно, к снижению дебита. Недостатком также является неконтролируемое образование каналов растворения, т.к. режим фильтрации кислотных составов предварительно не исследуется, следовательно, качество растворенных каналов фильтрации, их глубина и форма не известны.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств и увеличения глубины и площади каналов растворения, а также повышение дебита за счет увеличения области притока флюидов к прискважинной зоне.

Технические задачи решаются способом динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта, включающим циклическую последовательную закачку в него порций кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты.

Новым является то, что до закачки кислотного состава задают целевой планируемый дебит по нефти, определяют суммарный объем закачиваемого кислотного состава и растворителя в зависимости от целевого планируемого дебита скважины по нефти, перед закачкой кислотного состава поверхность прискважинной зоны пласта очищают углеводородным растворителем в объеме не менее 1,0 м³, производят закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации и при отсутствии приемистости выдерживают кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1-2 ч, циклическую закачку кислотного состава начинают с объема не менее 1 м³, при этом объем закачки кислотного состава увеличивают с каждым последующим циклом и чередуют закачкой углеводородного растворителя, при этом количество циклов закачки выбирают исходя из достижения целевого планируемого дебита следующим образом: при значении целевого планируемого дебита от 2,6 до 3,5 т/сут. осуществляют 2 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 3,51 до 4,5 т/сут. осуществляют 2-3 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 4,51 до 5,0 т/сут. осуществляют 3-4 цикла закачки, после этого производят закачку продавочной жидкости в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м³.

Для осуществления способа динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта используют:

- кислотный состав, в качестве которого применяют водный раствор ингибированной соляной кислоты по ТУ2458-002-48694360-2016, содержащий вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава;

- углеводородный растворитель, в качестве которого применяют растворитель WaxPro (подвижная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, плотностью от 705 до 1250 кг/м³, марок 1-7, по ТУ 2458-007-64013218-2015) или растворитель ИНТАТ, представляет собой композицию на основе неионогенного блоксополимера окиси этилена и пропилена (активная основа) в органическом растворителе, представляет собой однородную жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета. Изначально предназначен для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта (по ТУ 2458-187-83459339-2009).

- продавочную жидкость, в качестве которой применяют воду плотностью от 1 до 1,18 г/см³ с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в количестве 0,1-0,2 мас.% от общего объема (например, если вода- 100 м³, то берут 0,1 % МЛ-81Б - 100 л) или нефть плотностью от 0,8 до 0,9 г/см³.

Способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта осуществляют следующим образом.

Скважины, разрабатывающие нефтяные месторождения с карбонатными коллекторами, характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, а именно низкой проницаемостью. Также в процессе эксплуатации нефтяных месторождений, представленных карбонатными коллекторами, состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) скважин неуклонно ухудшается. Важнейшим элементом в повышении эффективности эксплуатации скважины является улучшение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта, в частности его фильтрационно-емкостных характеристик.

До закачки кислотного состава на скважине задают целевой планируемый дебит по нефти. Показания по целевому планируемому дебиту скважины по нефти определяются индивидуально по проекту разработки месторождения.

Определяют суммарный объем закачиваемого кислотного состава и растворителя в зависимости от целевого планируемого дебита скважины по нефти. Зависимость объема закачиваемого кислотного состава и растворителя от целевого планируемого дебита по нефти выявлена на основе эмпирических (опытных) данных в течение многолетнего опыта и представлена в таблице 1.

Так, например: при значении целевого планируемого дебита по нефти – Q, равного 2,7 т/сут. суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки составит 0,8-1,3 м³/м, а суммарный объем растворителя - 1,5-2,5 м³; при значении целевого планируемого дебита по нефти – Q, равного 3,91 т/сут. суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки составит 1,9-2,3 м³/м, а суммарный объем растворителя - 3,5-4,5 м³.

Таблица 1. Зависимость планируемого дебита по нефти от объема закачиваемого кислотного состава и растворителя

Целевой планируемый дебит по нефти, т/сут. Количество циклов Суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки, м³/м Суммарный объем растворителя, м³ 2,6-3,1 2 0,8-1.3 1,5-2,5 3,11-3,5 2 1,3-1,6 2.5-3.0 3,51-3,9 2-3 1.6-1,9 3,0 - 4.0 3,91-4,5 2-3 1,9-2,3 3.5-4.5 4,51-5,0 3-4 2.3-2.8 4,0 - 5.0

Перед закачкой кислотного состава поверхность прискважинной зоны пласта очищают углеводородным растворителем (далее – растворителем) WaxPro или ИНТАТ в объеме не менее 1,0 м³. На практике объем растворителя обычно берут от 1,0 м³ до 3,0 м³ (но не менее 1,0 м³), что является достаточным для очистки прискважинной зоны пласта и подготовки ее для закачки кислотного состава. Применение предлагаемых растворителей (WaxPro или ИНТАТ) позволяет достичь положительный результат по очистке прискважинной зоны.

Производят закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации и при отсутствии приемистости выдерживают кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1-2 ч. Циклическую закачку кислотного состава начинают с объема не менее 1 м³, при этом объем закачки кислотного состава увеличивают с каждым последующим циклом (в результате этого происходит распространение каналов растворения в радиальном направлении от скважины) и чередуют закачкой углеводородного растворителя объемом не менее 1 м³. При этом количество циклов закачки кислотного состава и растворителя выбирают исходя из достижения целевого планируемого дебита (см. таблицу 1) следующим образом: при значении целевого планируемого дебита от 2,6 до 3,5 т/сут. осуществляют 2 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 3,51 до 4,5 т/сут. осуществляют 2-3 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 4,51 до 5,0 т/сут. осуществляют 3-4 цикла закачки.

Таким образом происходит обратная постадийная очистка породы сначала от углеводородов растворителем, потом происходит обработка кислотным составом горной породы, потом опять растворителем, и опять кислотой (с увеличением объема в каждым циклом) и далее в обратной последовательности, как происходила закачка в пласт. В результате увеличивается общая площадь каналов, которые получились при растворении кислотным составов.

В результате такой обработки увеличивается область притока флюидов к прискважинной зоне, увеличивается глубина фильтрационных каналов. Все это в совокупности позволяет увеличить дебит, повысить эффективность способа и продолжительность эффекта.

После этого производят закачку продавочной жидкости - воды плотностью от 1 до 1,18 г/см³ с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в количестве 0,1-0,2 мас.% от общего объема или нефти плотностью от 0,8 до 0,9 г/см³ в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м³. Любая из представленных продавочных жидкостей обеспечивает одинаковый результат.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

Дебит жидкости вертикальной скважины до обработки ‒ 2,2 м³/сут., содержание воды в продукции скважины – 10 %. Радиус условного контура питания равен 100 м, радиус скважины 0,1 м. Скважина пробурена до глубины 1179 м. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в трех интервалах 964-981 м (толщина перфорации 10 м) и сложен карбонатными породами (известняками), объемный коэффициент нефти 0,013. Задан целевой планируемый дебит по нефти – 2,8 т/сут.

Определили суммарный объем кислотного состава (от толщины перфорации 10 м) по таблице 1 в размере 1,3 м³/м (13 м³), суммарный объем растворителя - 2,5 м³. Количестве циклов выбрали равным 2.

Скважину остановили, заглушили, подняли глубинное насосное оборудование. Провели шаблонирование ствола скважины.

Спустили на колонне технологические НКТ. Произвели герметизацию устья. Обвязали устьевое оборудование с насосным агрегатом.

Провели очистку поверхности прискважинной зоны пласта растворителем ИНТАТ в объеме 1,0 м³. Произвели закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации в объеме 2,1 м³ и при низкой приемистости выдержали кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1ч. Произвели закачку кислотного состава объемом 6 м³, закачали растворитель ИНТАТ объемом 1 м³, далее закачали кислотный состав объёмом 7 м³, закачали растворитель ИНТАТ объемом 1,5 м³. Суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки в сумме двух циклов составил 1,3м³/м. После двух циклов закачки произвели закачку продавочной жидкости - воды плотностью 1 г/см³ (с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в количестве 0,1-мас.%) объемом 3 м³ – объем внутренний НКТ плюс 3 м³, всего 6 м³. Закрыли трубную задвижку. Выдержали паузу 4 ч на реагирование кислотного состава.

Вызвали приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции таким образом, что происходит повторное реагирование карбонатного коллектора в призобойной зоне, за счет того, что происходит обратная постадийная очистка породы вначале от углеводородов, потом происходит обработка кислотным составом горной породы, далее в обратной последовательности как происходила закачка в пласт.

Полностью подняли всю компоновку на технологических трубах. Спустили насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запустили скважину в работу.

По результатам освоения приток жидкости составил 2,85 м³/сут., что на 71 % больше дебита жидкости по скважинам после бурения, на которых проводилась традиционная кислотная ОПЗ.

Пример 2.

Дебит жидкости вертикальной скважины до обработки ‒ 2,0 м³/сут., содержание воды в продукции скважины – 9 %. Радиус условного контура питания равен 100 м, радиус скважины 0,1 м. Скважина пробурена до глубины 1182 м. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в двух интервалах 972-983 м (толщина перфорации 11,0 м) и сложен карбонатными породами (известняками), объемный коэффициент нефти 0,018. Задан целевой планируемый дебит по нефти – 3,51 т/сут.

Определили суммарный объем кислотного состава по таблице 1 в размере – 1,8 м³/м (19,8 м³), суммарный объем растворителя - 4 м³. Количестве циклов выбрали равным 3.

Подняли буровое оборудование. Спустили на колонне технологические НКТ. Произвели герметизацию устья. Обвязали устьевое оборудование с насосным агрегатом.

Провели очистку поверхности прискважинной зоны пласта растворителем WaxPro-6 в объеме 2,0 м³. Произвели закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации в объеме 2,1 м³, при низкой или отсутствии приемистости выдержали кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1,5 ч. Произвели закачку кислотного состава объемом 5 м³, закачали растворитель WaxPro-6 объемом 1 м³, далее закачали кислотный состав объёмом 6 м³, закачали растворитель WaxPro-6 объемом 1,3 м³, произвели закачку кислотного состава в объеме 8,8 м³, произвели закачку растворителя WaxPro-6 в объеме 1,7 м³.

После трех циклов закачки произвели закачку продавочной жидкости –объёмом 6,5 м³, в качестве продавочной жидкости применили воду плотностью 1,18 г/см³ с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в количестве 0,2 мас.%.

Закрыли трубную задвижку. Выдержали паузу 4 часа на реагирование кислотного состава.

Полностью подняли всю компоновку на технологических трубах. Спустили насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запустили скважину в работу.

По результатам освоения приток жидкости составил 3,6 м³/сут., что на 80 % больше дебита жидкости по скважинам после бурения, на которых проводилась традиционное кислотное ОПЗ.

Пример 3.

Дебит жидкости вертикальной скважины до обработки ‒ 2,3 м³/сут., содержание воды в продукции скважины – 11 %. Радиус условного контура питания равен 100 м, радиус скважины 0,1 м. Скважина пробурена до глубины 1156 м. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в двух интервалах 972-983 м (толщина перфорации 10,5 м) и сложен карбонатными породами (известняками), объемный коэффициент нефти 0,205. Задан целевой планируемый дебит по нефти – 4,51 т/сут.

Определили суммарный объем кислотного состава по таблице 1 в размере – 2,4 м³/м (25,2 м³), суммарный объем растворителя - 5 м³. Количестве циклов выбрали равным 4.

Подняли буровое оборудование. Спустили на колонне технологические НКТ. Произвели герметизацию устья. Обвязали устьевое оборудование с насосным агрегатом.

Провели очистку поверхности прискважинной зоны пласта растворителем WaxPro-6 в объеме 1,0 м³.

Произвели закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации в объеме 2 м³, при низкой или отсутствии приемистости выдержали кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 2 часа. Произвели закачку кислотного состава объемом 4 м³, закачали растворитель WaxPro-6 объемом 1 м³, далее закачали кислотный состав объёмом 5 м³, закачали растворитель WaxPro-6 бъемом 1,2 м³, произвели закачку кислотного состава в объеме 6 м³, произвели закачку растворителя WaxPro-7 в объеме 1,3 м³, произвели закачку кислотного состава в объеме 10,2 м³, произвели закачку растворителя в объеме 1,5 м³. Суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки в сумме по 4 циклам составил 2,4 м³/м.

После четырех циклов закачки произвели закачку продавочной жидкости – нефти плотностью 0,8 г/см³ объёмом 8 м³.

Закрыли трубную задвижку. Выдержали паузу 4 ч на реагирование кислотного состава.

Вызвали приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции таким образом. Полностью подняли всю компоновку на технологических трубах. Спустили насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запустили скважину в работу.

По результатам освоения приток жидкости составил до 4,6 м³/сут., что на 100 % больше дебита жидкости по скважинам после бурения, на которых проводилась традиционное кислотное ОПЗ.

Другие примеры практического применения проводили аналогичным образом, результаты представлены в таблице 2.

Таблица 2. Результаты опытов

Целевой планируемый дебит по нефти, т/сут. Количество циклов Суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки, м³/м Суммарный объем растворителя, м³ Дебит по нефти после обработки, т/сут. 1 2,6 2 1.3 2,5 2,68 2 3,51 3 1.8 4.0 3,62 3 4,51 4 2,4 4,0 4,70 4 5,0 3 2.8 5.0 4,90 5 3,5 2 1,6 3,0 3,45 6 4,5 2 2,3 3,5 4,45

Предлагаемый способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта повышает эффективность кислотной обработки карбонатного пласта за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств и увеличения глубины и площади каналов растворения, а также позволяет повысить дебит за счет увеличения области притока флюидов к прискважинной зоне.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты с вязкостью нефти в пластовых условиях от 10 до 300 мПа*с, пластовой температурой до 40 °С и пластовым давлением не более 6 МПа, расстоянием до водонефтяного контакта не менее 4 м, улучшение фильтрационно-емкостных свойств и увеличение глубины и площади каналов растворения, повышение дебита. Способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта включает циклическую последовательную закачку в него порций кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты. До закачки кислотного состава задают целевой планируемый дебит по нефти, определяют суммарный объем закачиваемого кислотного состава и растворителя в зависимости от целевого планируемого дебита скважины по нефти. Перед закачкой кислотного состава поверхность прискважинной зоны пласта очищают углеводородным растворителем в объеме не менее 1,0 м³. Производят закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации и при отсутствии приемистости выдерживают кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1-2 ч. Циклическую закачку кислотного состава начинают с объема не менее 1 м³ и увеличивают с каждым последующим циклом, чередуя с закачкой углеводородного растворителя. При значении целевого планируемого дебита от 2,6 до 3,5 т/сут. осуществляют 2 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 3,51 до 4,5 т/сут. осуществляют 2-3 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 4,51 до 5,0 т/сут. осуществляют 3-4 цикла закачки. После этого производят закачку продавочной жидкости в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м³. 2 табл., 3 пр.

Способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта, включающий циклическую последовательную закачку в него порций кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что до закачки кислотного состава задают целевой планируемый дебит по нефти, определяют суммарный объем закачиваемого кислотного состава и растворителя в зависимости от целевого планируемого дебита скважины по нефти, перед закачкой кислотного состава поверхность прискважинной зоны пласта очищают углеводородным растворителем в объеме не менее 1,0 м³, производят закачку кислотного состава с перекрытием интервала перфорации и при отсутствии приемистости выдерживают кислотный состав напротив продуктивного интервала в течение 1-2 ч, циклическую закачку кислотного состава начинают с объема не менее 1 м³, при этом объем закачки кислотного состава увеличивают с каждым последующим циклом и чередуют с закачкой углеводородного растворителя, при этом количество циклов закачки выбирают исходя из достижения целевого планируемого дебита следующим образом: при значении целевого планируемого дебита от 2,6 до 3,5 т/сут. осуществляют 2 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 3,51 до 4,5 т/сут. осуществляют 2-3 цикла закачки, при значении целевого планируемого дебита от 4,51 до 5,0 т/сут. осуществляют 3-4 цикла закачки, после этого производят закачку продавочной жидкости в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м³.