Способ обработки неоднородных и трещиноватых нефтегазоносных пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности; а именно к способам обработки нефтегазовых пластов для повышения продуктивности добывающих скважин. Цель изобретения - повышение эффективности обработки за счет оптимизации режимов дренирования. Для этого закачивают в пласт кислоту с последующим созданием в скважине глубоких управляемых депрессий. Предусмотрено введение в кислоту перед обработкой индикатора . Проводят пробное дренирование пласта созданием пошаговой депрессии. В каждом режиме отбирают пробу жидкости, выносимой из пласта. Определяют концентрацию индикатора в пробах жидкости. По данным индикаторных исследований определяют объем выносимых продуктов реакции . Выбирают режим управляемой депрессии и необходимой продолжительности дренирования пласта исходя из условия максимального вынрса из пласта продуктов реакции при индикаторных исследованиях. 2 табл. в W Ё
1816853 А1
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК
119) (11) ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4913036/03 (22) 20.02.91 (46) 23,05.93, Бюл. N 19 (71) Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "Укргипрониинефть" (72) В.А.Санников, В.П.Оноприенко. Н.А.Демяненко, А.Н.Семенов, P,С.Яремийчук, Б.М.Кифор и О.М.Зазуляк (56) Иванова М,М. и др. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоствольных зонах. Обзорн.информ.-Серия Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.15. М., 1988, с.46 — 49, а (54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ И ТРЕЩИНОВАТЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности . а именно к способам обработки нефтегазовых пластов Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам обработки нефтегазовых пластов для повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, Целью изобретения является повышение эффективности обработки за счет оптимизации режимов дренирования. Поставленная цель достигается тем, что способ обработки неоднородных и трещиноватых нефтегазоносных пластов, включающий нагнетание в пласт кислоты с последующим созданием в скважине глубоких управляедля повышения продуктивности добывающих скважин, Цель изобретения — повышение эффективности обработки за счет оптимизации режимов дренирования. Для этого закачивают в пласт кислоту с последующим созданием в скважине глубоких управляемых депрессий. Предусмотрено введение в кислоту перед обработкой индикатора. Проводят пробное дренирование пласта созданием пошаговой депрессии. В каждом режиме отбирают пробу жидкости, выносимой из пласта. Определяют концентрацию индикатора в пробах жидкости. По данным индикаторных исследований определяют объем выносимых продуктов реакции. Выбирают режим управляемой депрессии и необходимой продолжительно- З сти дренирования пласта исходя из условия максимального вынрса из пласта продуктов реакции при индикаторных исследованиях. 2 табл, l мых депрессий, предусматривает введение в кислоту перед обработкой индикатора, проведение пробного дренирования пласта на заданных режимах (депрессиях) с отбором проб жидкости, выносимой из пласта,определение концентрации индикатора в пробах жидкости и по данным индикаторных исследований контроль объема выносимых продуктов реакции и выбор режимов оптимальной депрессии и необходимой продолжительности дренирования пласта. Технологические особенности использования заявляемого способа и методика расчета показателей обработки заключаются в следующем. 1816853 1. В качестве водорастворимого индикатора используются химические индикаторы, индикаторы радикального типа или радиоактивные индикаторы, Вид используемого индикатора не влияет на технологию обработки и интерпретацию результатов исследований, а только на методику регистрации индикатора. Необходимым условием применения любого индикатора должна быть его совместимость с раствором кислоты. Поэтому при использовании различных кислот проводятся специальные лабораторные исследования по подбору совместного индикатора. В случае использования радиоактивного индикатора его концентрация в исходном растворе кислоты должна обеспечивать безопасные условия лабораторных и промысловых работ, Лабораторными исследованиями установлена совместимость химического индикатора карбамида (ГОСТ 2081 — 75) с растворами соляной кислоты, Это позволяет определять концентрацию кэрбамида в растворах соляной кислоты по данным оптической плотности растворов с использованием известной методики. При использовании индикатора карбамида с соляной кислотой его содержание в кислотном растворе и в пробах воды из пласта определяется следующим образом. Определяют зависимость оптической плотности эталонных растворов кислоты от концентрации кэрбамида, По этим данным строят калибровочную кривую, по которой устанавливают концентрацию индикатора в пробах жидкости из скважины. Оптическая плотность растворов карбамида определяется с помощью фотомера по известной методике. При использовании фотометра ЛМФ вЂ” 72 оптическая плотность растворов карбамида определяется со светофильтром 1ч 2 — длина волны 420 нм. Необходимое количество индикатора, вводимого в кислоту, определяется следующими факторами: чувствительностью применяемой аппаратуры; адсорбцией индикатора на компонентах пластовой системы, определяемой на основании лабораторных исследований; степенью разбавления индикатора пластовой водой и скважинной водой, которая определяется экспериментально по результатам опытных работ, 2. После закачки и реагирования е пласте кислотного раствора в скважину спускают оборудование для создания на пласт управляемых депрессий. 3этем проводят пробное дренировэние пласта на различных режимах депрессии. Для этого исполь10 50 зуют один из известных методов искусственного дренирования пласта: многоцикловым испытателем пласта, компрессором, струйным аппаратом типа УОС или двухрядным подъемником. В случае проведения кислотной обработки в фонтанной скважине с избыточным пластовым давлением дренирование пласта на различных режимах депрессии осуществляют путем смены устьевых штуцеров. Пробное дренирование пласта проводят с последовательным увеличением депрессии от минимальной до максимально допустимой величины. Максимальную депрессию выбирают из следующих соображений. Известно, что максимальная депрессия при дренировании неоднородного каверново-трещинного пласта зависит от его фильтрационных свойств (гидропроводности) и степени кольматации околоствольной зоны, Так, для месторождений Белоруссии при изменении гидропроводности пласта от 1000 до 10 мкм смlмПа с для пластов с закольмати2. рованной околоствольной зонои максимальная депрессия на пласт изменяется от 8 до 24 МПа и определяется эмпирической зависимостью. ЬРп ах = 30,7 — 7,71 Igkh/p, (1) где kh// — гидропроводность пласта, мкм 2. см/мПа с. При дальнейшем снижении гидропроводности пласта максимальная депрессия практически не изменяется и остается равной 24 МПа. Для пластов, по которым отсутствуют данные о гидропроводности, можно использовать эмпирическую зависимость между максимальной депрессией и удельной емкостью пласта (емкостью пласта в интервале перфорации) и hPma)< = 31,2 — 7,1 Ig $ крл; . hl, (2) I=1 где Кл ; — открытая пористосты-го проплэстка в интервале перфорации, %, hl — толщина i-ro пропластка в интервале перфорации, м. Формулу (2) необходимо применять при удельной емкости пласта более 10. Если удельная емкость пласта менее 10, то максимальная депрессия на пласт должна быть равной 24 МПа, Для нефтяных месторождений других регионов, где геолого-физические условия отличаются от условий месторождений Белоруссии,можно аналогйчно получить свои эмпирические зависимости максимальной депрессии от фильтрационны < и емкостных характеристик пластов. 1816853 1, Строят калибровочную кривую зависимости физических свойств эталонных растворов, кислоты (оптических показателей для химических индикаторов, интенсивности излучения для радиоактивных индикаторов и т,д.) от концентрации индикатора; 2. Определяют фоновое содержание выбранного индикатора в пробах жидкости иэ скважины; 3, Определяют режимы пробного дренирования пласта; 4. Растворяют индикатор во всем объеме приготовленной кислоты; 5. Проводят закачку в пласт кислоты насосными агрегатами и закрывают скважину на реакцию кислоты с породой. При необходимости проведения кислотной обработки в динамическом режиме последующее дренирование пласта путем создания глубоких депрессий проводят сразу же после закачки кислоты, не закрывая скважину на реакцию; 6. Проводят пробное дренирование пласта на различных режимах с отбором проб жидкости на устье скважины; 7. В пробах жидкости определяют концентрацию выносимого иэ пласта индикатора; 8, По формулам (3 — 5) рассчитывают количество индикатора, выносимого иэ пласта в единицу времени, количество индикатора и объем продуктов реакции кислоты с породой, выносимой иэ пласта в единицу времени в процентах от общего количества индикатора (и соответственно общего объема кислотного раствора, необходимую продолжительность дренирования пласта на каждом из режимов для выноса из призабойной зоны всего объема продуктов реакции; 9, На основании расчетов по формулам (3 — 5) выбирают оптимальную депрессию, позволяющую за минимальный период времени провести полную отработку из пласта продуктов реакЦии. Пример. Необходимо провести закачку 20 м раствора соляной кислоты 12 .ной з, „ концентрации в карбонатный пласт и провести дренирование с очисткой призабойной зоны от продуктов реакции. Перед проведением кислотной обработки строят калибровочную кривую зависимости оптической плотности растворов кислоты от концентрации карбамида, Определяют максимальную депрессию на пласт. Так как гидропроводность пласта равна 44,6 мкм см/МПа с.то максимальг., ная депрессия на пласт согласно выражению (1) должна составлять 18 МПа..Пласт представлен прочными карбонатными породами. Водоносные пласты ниже его отсутствуют. Предельно допустимая депрессия, рассчитанная исходя иэ прочностных характеристик эксплуатационной колонны, составляет 30 МПа. 5 За максимальную депрессию пробного дренирования пласта принимают депрессию, равную 18 МПа. Так как пласт относится к среднепроницаемым, то минимальную депрессию пробного дренирования прини10 мают равной 2 МПа. Кроме минимального и максимального режима дренирования, выбирают еще два с депрессиями, равными 6 и 12 МПа. Готовят раствор соляной кислоты с ин15 дикатором карбамидом. Для этого в 10 м пресной воды растворяют 90 кг карбамида, затем раствор карбамида (10 мз) равномерно перемешивают с 10 м раствора соляной з . кислоты 24 -ной концентрации, 20 Проводят закачку в пласт20 м раствора соляной кислоты с индикатором. Закрывают скважину на 8 ч для реагирования кислоты с породой. После этого спускают в скважину подземное оборудование для создания уп25 равляемых депрессий на пласт и проводят пробное дренирование на четырех режимах с депрессией на пласт 2, 6, 12, 18 МПа. В процессе работы скважины на каждом иэ режимов отбирают устьевые пробы жидко30 сти и с помощью фотометра ЛМФ-72 по калибровочной кривой определяют концентрацию индикатора.. По формулам (3 — 5) рассчитывают технологические показатели пробного дрениро35 вания пласта на различных режимах депрессии, которые заносят в сводную таблицу (cM. табл. 1). Из табл. 1 следует, что для откачки из пласта всего объема продуктов реакции не40 обходимо дренирование скважины на 1-м, 2-м . 3-м или 4-м режимах соответственно по 40,9; 19,6; 9,2 и 13,6 ч, При этом оптимальным является третий режим с депрессией на пласт (12 МПа), на котором необходимо от45 рабатывать скважину в течение 9 ч, Заявляемый способ обработки призабойной зоны пласта испытан в нефтяной скважине 102 Давыдовского месторождения Белоруссии. 50 Скважина 102 Д работает на задонском горизонте, представленном прочным карбонатным коллектором трещиновато-порового типа. Глубина. залегания пласта 2675 — 2687 м. Удельная емкость пласта в ин55 тервале перфорации составляет 46,5 единиц. Согласно выражению (2) максимальная депрессия на пласт должна составлять 19,4 МПа. Нижезалегающие водоносные пласты отсутствуют. Исходя из технических характеристик эксплуатационной колг нны допу1816853 После определения максимальной депрессии на пласт по его фильтрационным (емкостным} характеристикам сопоставляют полученное значение со значением предельно допустимой депрессии на пласт одоп. Предельно допустимую депрессию на пласт определяют исходя из геолого-технических возможностей скважины и пласта устойчивости пород призабойной зоны разрушению; возможности образования конуса обводненности или прорыва вод по заколонному пространству из нижезалегающих водоносных интервалов: устойчивости эксплуатационной колонны сжатию внешним избыточным давлением. Величину максимальной депрессии для пробного дренирования выбирают по наименьшему из полученных значений максимальной и предельно допустимой депрессий на пласт. Минимальная депрессия на пласт определяется минимальным сопротивлением пористой среды движению пластового флюида, при котором возможна его фильтрация. Для нефтяных каверново-трещинных коллекторов месторождений Белоруссии она изменяется от 1 до 8 МПа. Минимальные значения характерны для высокопроницаемых, а максимальные — для низкопроницаемых пород. Пробное.дренирование проводится на 3 — 6 режимах, Шаг изменения депрессии между режимами выбирается равномерным. Это необходимо для того, чтобы можно было четко проследить характер изменения выноса индикатора в продуктах реакции с изменением депрессии на пласт и качественно зафиксировать оптимальный режим. Число режимов дренирования определяется разбегом (разностью) между максимальной и минимальной депрессией дренирования с учетом того, что для качественного выполнения работ шаг изменения режима не должен превышать 4 — 6 МПа. Последнее связано со следующим. Анализ гидродинамических исследований скважин, работающих из каверново-трещинных пластов, показывает, что при шаге 4 — 6 МПа четко можно определить режим (депрессию), при котором работающая мощность пласта максимальна, а после превышения его начинается смыкание трещин. 3. B процессе пробного дренирования пласта отбирают пробы жидкости на устье скважины. Определяют концентрацию индикатора в жидкости, выносимой из пласта при дренировании скважины на различных режимах. 4, По данным определения концентра ции индикатора в пробах жидкости по фор муле (3) рассчитывают количество индикатора, выносимого из пласта в едини5 цу времени при дренировании скважины на различных режимах, по формуле (4) определяют количество индикатора (и обьем продуктов реакции кислоты с породой), выносимого из пласта в единицу времени в 10 процентах от общего количества индикатора(и раствора кислоты), закачанного в пласт при кислотной обработке, С использованием формулы (5) определяют необходимую продолжительность дренирования пласта 15 на каждом из режимов для выноса из призабойной зоны всего объема продуктов реакции. На основании этих данных выбирают оптимальный режим, позволяющий за ми20 нимальный период времени провести полную отработку из пласта продуктов реакции. М1,2,...,n =. -Т- ., (Ci Qi tl). (3) i =1 где М1,2,...,n количество индикатора, выносимого из пласта в единицу времени при дренировании на 1-м, 2-м, ...и-м режимах депрессии, кг/ч; Ci — концентрация индикатора в I-й пе30 Риод времени Qi — дебит воды в i-й период времени, л/ч; ti — период времени, ч; Т1Т2,...,Т, — периоды времени дрениро35 вания пласта на 1-м, 2-м..„п-м режимах депрессии, ч; (4) Мобщ где Мн — количество индикатора, выносимо40 го из пласта в единицу времени (при дренировании скважины на различных режимах} в процентах от общего количества индикатора, закачанного в пласт при проведении кислотной обработки, 7; Vn — объем продуктов реакции, выносимых из пласта в единицу времени (при дренировании пласта на различных режимах депрессии) в процентах от общего объема кислоты, закачанной в пласт, ; Мобщ — общее количество индикатора, закачанного в пласт, кг, М„ б Тотк1,2,...,n = (5) 1,2....,n Тотк1,2„„п прогнозная (проектная) про55 должительность дренирования пласта на 1м, 2-м, и-м режимах депрессии, необходимая для выноса из призабойной зоны всего объема продуктов реакции, ч. Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности, l816853 tï 15 25 стимая депрессия на пласт составляет 25 МПа. Тогда максимальная депрессия пробного дренирования пласта должна составлять 19 МПа, Так как пласт низкопроницаемый, то минимальная депрессия на пласт должна составлять 5 МПа. Еще два режима дренирования должны проводиться при депрессиях 9 и 13 МПа. До проведения обработки в скважине работал штанговый насос НГВ 32, Режим эксплуатации периодический, дебит жидкости 2,7 м !сут. В ноябре 1989 г в скважине была проведена солянокислотная обработка с использованием индикатора карбамида в кислотном растворе с последующим созданием глубоких и управляемых депрессий и дренированием пласта струйным насосом ЮС-1 с целью очистки призабойной зоны от продуктов реакции. В скважину было закачано 8 м 22 -ного раствора соляной кислоз ты, содержащего 80 кг индикатора карбамида, После СКО в скважину спустили струйный насос и провели пробное дренировэние пласта на различных режимах; с депрессией на пласт 5,2; 8,7; 12,6 МПа, Изза недостаточной мощности насосного агрегата провести пробное дрениравание пласта на максимальной депрессии (19 МПа) не удалось, В процессе пробного дренирования проводился отбор проб жидкости, в которых определялась концентрация карбамида. По результатам индикаторных исследований с использованием формул (3 — 5) были рассчитаны технологические показатели пробного дренирования пласта (см. табл. 2). На основании этих данных был выбран режим оптимальной депрессии, равной 8,7 МПа, обеспечивающей максимальный вынос продуктов реакции в единицу времени, и определена необходимая продолжительность дренирования пласта, равная 16 ч, Этот режим дренирования был использован при последующей отработке скважины для очистки призабойной зоны после СКО. После обработки призабойной зоны по заявляемому способу увеличилась продуктивность пласта и скважина 102 Д перешла на постоянный режим отбора нефти с дебитом 5 — 8 м /сут, В результате проведенной з обработки дополнительная добыча нефти за период с декабря I989 г. по октябрь 1990 г. составила 610 т. Таким образом, в результате проведенных испытаний была подтверждена высокая информативность и 55 технологическая эФфективность вявляемого способа, Использование предлагаемого способа обеспечивает в сравнении с известными способами более высокую эффективность обработки, максимальную продуктивность и высокое качество вскрытия пласта за счет полной очистки и декольматации призабойной зоны от продуктов реакции. В объединении "Беларусьнефть" ежегодно проводится в среднем 30 солянокиспотных обработок (СКО) в низкопродуктивных скважинах. Успешность обработок в низкапроницаемых коллекторах составляет только 30 Д, Одной из основных причин низкой эффективности СКО является блокирование призабойной зоны продуктами реакции, Как установлена специальными исследованиями при дренировании скважины после СКО штанговыми насосами происходит вынос из пласта только от 25 до 50 продуктов реакций, В этих условиях внедрение заявляемого способа обработки пласта обеспечивает полную очистку призабойной зоны от продуктов реакции и повышение успешности СКО в среднем в 2 раза (до 60 ). Учитывая, что средняя стоимость одной обработки в низкопродуктивной скважине составляет 2000 руб„годовой экономический эффект от снижения количества неэффективных обработок составит 20 тыс.руб„а экономический эффект от дополнительной добычи нефти составит более 250 тыс,руб. Формула изобретения Способ обработки неоднородных и трещиновэтых нефтегазоносных пластов, включающий закачку в пласт кислоты с последующим созданием в скважине глубоких управляемых депрессий, дренирование пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки зэ счет оптимизации режимов дренирования, до закачки кислоты в пласт в нее вводят индикатор, проводят пробное дренирование пласта созданием пошаговой депрессии на пласт, причем на каждом режиме пробного дренирования отбирают пробу жидкости, выносимой из пласта, в которых определяют концентрацию индикатора, характеризующую объем выносимых из пласта продуктов реакции, а режим управляемой депрессии дренирования пласта и ее продолжительность выбирают из условия максимального выноса из пласта продуктов реакции при индикаторных исследованиях, 1816853 Таблица 1 Технологические показатели пробного дренировэния пласта на различных режимах Таблица 2 Технологические показатели пробного дренирования пласта в скважине 102 Давыдовского месторождения Составитель В,Санников Редактор М.Кузнецова Техред М.Моргентал Корректор Т.Вашкович Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 Заказ 1711 Тираж Под писное ВН 4ИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035. Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5
