Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность обработки продуктивного пласта путем вовлечения в работу всей толщины этого пласта. Для этого перед обработкой определяют перфорированную толщину пласта и работающую его часть, а также количество циклов, необходимых для вскрытия нерабочей части пласта. Затем определяют необходимое количество кислоты (К) и блокирующего состава (БС). Объем порций каждого последующего цикла должен быть на 10 - 50% меньше предыдущего. Объем БС в последнем цикле должен быть не менее объема участка скважины в зоне продуктивного пласта, а оптимально равен этому объему. Эти условия необходимы, чтобы продавить в пласт весь объем К, что исключает возможность коррозии металла эксплуатационной колонны во время реагирования и увеличивает глубину проникновения К в пласт. Давление закачки с каждым циклом повышают, а закачку последней порции БС осуществляют при максимально допустимом для эксплуатационной колонны давлении. В процессе освоения БС, содержащий во внешней фазе углеводород, легко вымывается скважинной жидкостью. БС вытесняет из трещины в поры пласта р-р прореагировавшей К. Дисперсная фаза БС имеет размеры глобул больше размера пор пласта, поэтому БС не может проникать в поры. Оптимально объемы К и БС в порции должны быть равны. За один цикл вскрывается 3 - 5 м толщины пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки нефтяных пластов. Цель изобретения - повышение эффективности обработки продуктивного пласта путем вовлечения в работу всей толщины этого пласта. Способ осуществляют следующим образом. Путем исследования скважины определяют перфорированную толщину пласта и работающую его часть. Далее определяют количество циклов, необходимых для вскрытия нерабочей части пласта. Практика показала, что за один цикл вскрывают 3-5 м толщины. Затем определяют необходимое количество кислоты и блокирующего состава по имеющимся инструкциям и разбивают это количество по циклам так, чтобы объем порций каждого последующего цикла не более чем на 50% был меньше предыдущего. Объем последней порции блокирующего состава должен быть не менее объема участка скважины в зоне продуктивного пласта, а оптимально равен этому объему, чтобы продавить в пласт весь объем кислоты, что исключает возможность коррозии металла эксплуатационной колонны во время реагирования, а также увеличивает глубину проникновения кислоты в пласт. Первый цикл начинают с закачки кислоты большего объема, вслед за ней закачивают блокирующий состав того же объема, на этом цикл заканчивается. Непрерывно за первым циклом следует второй, третий и т. д. Последний цикл заканчивают закачкой блокирующего состава, объем которого был определен ранее. При вскрытии менее проницаемых частей пласта давление закачки с каждым циклом повышают, а закачку последней порции блокирующего состава осуществляют при максимально допустимом для эксплуатационной колонны давлении. При наличии пакетирующего устройства давление закачки блокирующего состава может быть на уровне гидроразрыва пласта. В процессе освоения блокирующий состав, содержащий во внешней фазе углеводород, легко вымывается скважинной жидкостью. Таким образом, при использовании предлагаемого изобретения вовлекают в работу всю или почти всю толщину продуктивного пласта сразу после бурения. В процессе эксплуатации скважины происходит равномерная выработка продуктивного пласта и, кроме того, исключается отдельная операция по первичной, простой, кислотной обработке пласта. Каждая порция раствора кислоты вскрывает трещину и поглощается ею, где реагирует с породой, увеличивая размеры трещин. Вслед за раствором кислоты закачивают блокирующий состав, который вытесняет из трещины в поры пласта раствор прореагировавшей кислоты. Дисперсная фаза блокирующего состава имеет размеры глобул, значительно превосходящие размеры пор пласта, поэтому блокирующий состав не может проникать в поры пласта. Оптимально объемы раствора кислоты и блокирующего состава в порции должны быть равны. В случае занижения объема блокирующего состава в порции трещина заблокируется не полностью и кислота последующей порции поглотится этой же трещиной. Если объем блокирующего состава в порции завышены, то для продавки его из трещин в поры пласта потребуется высокое давление закачки, которое ограничивается прочностью эксплуатационной колонны или давлением гидроразрыва пласта. Соотношение объемов порций последующего и предыдущего циклов закачки выбирается расчетным путем в зависимости от количества циклов закачки. За один цикл вскрывается 3-5 м толщины пласта, но до вскрытия этого пропластка раствор кислоты контактирует и реагирует со всей незаблокированной поверхностью, поэтому в расчет надо принимать тот объем кислоты, который реагирует в трещине, плюс объем кислоты, вступившей в реакцию с остальной поверхностью до вскрытия трещины. Поверхность контактирования и реагирования кислоты с породой до вскрытия трещины в последующем цикле меньше, чем в предыдущем цикле не более чем на 50%. Из этого расчета выбирается соотношение объемов порций, т. е. последующий объем меньше предыдущего объема не более чем на 50%. Варьирование в меньшую или большую сторону соотношения объемов закачки приводит к снижению технико-экономических или технологических показателей предлагаемого способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Уменьшение объема порции приводит к снижению глубины обработки, увеличение объема порции приводит к бесполезной закачке в уже вскрытую трещину. П р и м е р. Для обработки предлагаемым способом выбрали скважину N 2505 с трещиновато-поровым карбонатным пластом, залегающим на глубине 1124 м и имеющим толщину 21,0 м. Исследованиями установлено, что дебит скважины составляет 1,5 т/сут нефти, а суммарная толщина работающих участков пласта - 1,8 м. Кислотных обработок на скважине не проводилось. Известно, что за один цикл можно обработать в среднем около 4 м продуктивного пласта трещиноватого коллектора, поэтому обработка по предлагаемому способу включала 5 циклов с установкой пакера на кровле продуктивного пласта. Общее количество соляной кислоты и концентрацию раствора определяли как для обычной солянокислотной обработки по имеющимся инструкциям. В качестве блокирующего состава применяли гидрофобно-эмульсионный раствор вязкостью 510 сП следующего состава, %: нефть 35, пластовая вода 63, эмульгатор (ЭС-2) 2. В результате обработки удалось увеличить рабочую толщину пласта до 18,9 м, а дебит до 6,5 т/сут нефти. Эффект продолжался 325 сут. Дополнительная добыча составила 1575 т нефти.
Формула изобретения
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, включающий закачку в пласт кислоты и блокирующего вскрытую часть пласта состава, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки, закачку проводят циклически, причем объем кислоты и блокирующего состава в каждом цикле уменьшают не более чем на 50% при одновременном повышении давления закачки, а объем блокирующего состава в последнем цикле равен объему скважины во вскрытой части пласта.MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 17.02.1995
Номер и год публикации бюллетеня: 6-2002
Извещение опубликовано: 27.02.2002
