Способ сохранения коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может найти применение при различного рода воздействиях на продуктивный пласт при эксплуатации скважины и, в частности, при ее перфорации, глушении для возможности осуществления ремонта скважины, аварийном глушении, интенсификации добычи нефти, выравнивании профиля приемистости при поддержании пластового давления, например, заводнением и пр. Изобретение может быть применено в различных геологических условиях и преимущественно в условиях сложной геологии, характеризующейся неоднородностью продуктивного пласта с высоким коэффициентом его расчлененности. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта по всей его толщине и на расстоянии от скважины вглубь пласта, не меньшем зоны кольматации. Сущность изобретения: способ включает помещение в скважине рабочей жидкости в виде щелочного стока производства капролактама или его раствора в объеме, не меньшем объема пор и/или трещин продуктивного пласта в радиусе зоны кольматации от ствола скважины. Осуществляют продавку рабочей жидкости в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине. Для этого пропитку продуктивного пласта осуществляют при давлении раскрытия его естественных вертикальных трещин и в циклическом режиме повышения давления, его выдержки и сброса давления. Это реализуют таким образом, что градиент давления при нагрузке на продуктивный пласт в 1,1 - 1,8 раз меньше градиента давления при разгрузке продуктивного пласта. 5 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может найти применение при различного рода воздействиях на продуктивный пласт при эксплуатации скважины и, в частности, при ее перфорации, глушении для возможности осуществления ремонта скважины, аварийном глушении, интенсификации добычи нефти, выравнивании профиля приемистости при поддержании пластового давления, например, заводнением и пр. Изобретение может быть применено в различных геологических условиях и преимущественно в условиях сложной геологии, характеризующейся неоднородностью продуктивного пласта с высоким коэффициентом его расчлененности.

При этом под термином "сохранение коллекторских свойств" следует понимать также и восстановление измененных коллекторских свойств до их исходного (первоначального) состояния. Эти изменения могут быть обусловлены несовершенством вскрытия продуктивного пласта еще в процессе бурения скважины, а также и любыми другими предшествующими операциями, не входящими в состав способа по данному изобретению.

Известен способ сохранения коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта с использованием рабочей жидкости на основе водных растворов минеральных солей, применяемых по отдельности или в виде их смеси (Орлов Г.А. и др. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче, Москва, Недра, 1991, с.118).

Способ позволяет надежно заглушить скважину. Однако после ввода скважины в эксплуатацию наблюдается резкое снижение продуктивности скважины. При этом восстановление коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта скважины до уровня начальных (исходных) свойств не представляется возможным.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет возможности сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта по всей его толщине и на расстоянии от скважины вглубь пласта, не меньшем зоны кольматации.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ сохранения коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта включает помещение в скважине рабочей жидкости с комплексным воздействием на призабойную зоны в объеме, не меньшем объема пор и/или трещин продуктивного пласта в радиусе зоны кольматации от ствола скважины, последующую продавку рабочей жидкости в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине, для чего пропитку продуктивного пласта осуществляют при давлении раскрытия его естественных вертикальных трещин и в циклическом режиме повышения давления, его выдержки и сброса, реализуемых таким образом, что на этапе очистки призабойной зоны градиент давления при нагрузке на продуктивный пласт в 1,1-1,8 раз меньше градиента давления при разгрузке продуктивного пласта.

Кроме того:

при щадящем режиме глушения скважины для осуществления ремонтных работ в этой скважине в качестве рабочей жидкости используют щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) или его раствор в технической воде с добавкой ЩСПК не менее 0,1% от объема технической воды;

при аварийном глушении скважины в качестве рабочей жидкости используют ЩСПК или его раствор в технической воде с добавкой ЩСПК не менее 0,1% от объема технической воды, а над рабочей жидкостью в стволе скважины помещают утяжеленную технологическую жидкость в виде раствора соли одного или нескольких видов;

при вскрытии продуктивного пласта в качестве рабочей жидкости используют ЩСПК или его раствор в технической воде с добавкой ЩСПК в количестве не менее 10% от объема технической воды;

при интенсификации добычи нефти после продавки рабочей жидкости с добавкой ЩСПК в продуктивный пласт осуществляют выдержку скважины в течение 12-36 час, после чего снижают давление на продуктивный пласт и осуществляют вынос продуктов реакции из этого пласта;

для поддержания пластового давления в продуктивном пласте осуществляют продавку рабочей жидкости в этот пласт через одну, по меньшей мере, нагнетательную скважину с использованием вязкой системы на основе ЩСПК и силиката натрия, выдерживают скважину до выравнивания профиля приемистости продуктивного пласта и осуществляют нагнетание вытесняющего агента с добавкой 0,05-1,5% ЩСПК.

Сущность изобретения

При многих известных видах воздействия на продуктивный пласт, т.е. при первичном вскрытии этого пласта, его временном глушении на какой-то период времени, при вторичном вскрытии и пр. в прискважинной зоне пласта образуется (аккумулируется), как правило, водонасыщенная зона. Это объясняется тем, что коллектор пласта - гидрофильный. За счет капиллярного давления в порах малого диаметра жидкость будет подниматься по капилляру до тех пор, пока капиллярное давление не уравновесится гидростатическим давлением столба поднявшейся жидкости. В результате этого вода удерживается в пласте капиллярными силами и блокирует выход нефти из пласта.

При глушении скважины водными растворами солей с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ) типа ИВВ-1 обеспечивают снижение межфазного натяжения при контакте водных растворов солей с нефтью в несколько раз. Однако необходимо считаться с высаливающей способностью высококонцентрированных водных растворов солей к этому ПАВ. С повышением температуры пласта это свойство усиливается и глушение скважины по такой технологии становится неэффективным. Кроме того, применяемые ПАВ обладают узким спектром физико-химического действия на прискважинную зону продуктивного пласта. Применяемая технология не обеспечивает эффективное воздействие на продуктивный пласт по всей его толщине, особенно в условиях сильной неоднородности продуктивного пласта, и на необходимую глубину прискважинной зоны. Воздействию подвергаются, как правило, зоны повышенной фильтрации, куда идет основной унос дорогостоящих реагентов, не обеспечивающий запланированного результата. При этом остальная матрица продуктивного пласта, характеризующаяся пониженной фильтрацией, остается безучастной как на стадии воздействия на пласт, так и на стадии последующего ввода скважины в эксплуатацию. При таком отклике продуктивного пласта с каждым воздействием на него ситуация только усугубляется. Отсюда становится понятным, почему коэффициент нефтеизвлечения из скважин едва превышает 35% (при среднестатистической величине подвижной нефти в продуктивном пласте не менее 70%).

В рамках настоящего изобретения предусмотрена активация всей системы действующей и потенциальной фильтрации продуктивного пласта, в том числе с его микро- и макропорами, по всей его высоте и по радиусу в пределах зоны кольматации. Эту активацию осуществляют таким образом, что после любых технологических операций в скважине эта система может быть включена в действие в минимальные сроки и с минимальными затратами. Для этого прискважинную зону активизируют подачей в зону продуктивного пласта рабочей жидкости с комплексным воздействием на призабойную зону. В общем случае идеальным давлением подачи является давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивного пласта. С раскрытием естественных вертикальных трещин объединяют все разнородные по проницаемости пропластки и обеспечивают повышенную приемистость продуктивного пласта в целом по его толщине. Однако это давление предшествует развитию полнообъемного гидроразрыва с образование горизонтальных трещин, что в данном случае недопустимо, поскольку чревато повторными “привычными” гидроразрывами уже при меньших давлениях. Поэтому продавку рабочей жидкости в продуктивный пласт осуществляют в режиме его пропитки, т.е. при давлении раскрытия естественных вертикальных трещин (при давлении на 5-15% меньше давления гидроразрыва пласта) и в циклическом режиме повышения-сброса давления. Замечено, что циклический характер изменения давления создает условия непрерывного проявления упругих сил. В неоднородном пласте между различными пластами и пропластками разной проницаемости возникают градиенты гидродинамических давлений, способствующие интенсификации перетоков жидкостей из одних слоев в другие с принудительным внедрением жидкости в малопроницаемые участки при меньшем давлении, чем требуется при стационарном варианте продавки рабочей жидкости. Отмечена минимальная инерционность отклика малопроницаемых участков на циклические изменения давления, близкие к давлению раскрытия естественных вертикальных трещин пласта, с добавками в рабочую жидкость с комплексным воздействием на призабойную зону, а именно щелочного стока производства капролактама (ЩСПК). ЩСПК (ТУ 113-03-488-84) представляет собой непрозрачную жидкость темно-коричневого цвета без механических примесей, малотоксичную, с плотностью 1,1-1,2 г/см³, рН 10-13 и температурой замерзания -25°С. Содержит 18-30% адипата натрия, до 10 смол и до 0,8% циклогексанола. Он хорошо растворяется в воде, обладает щелочными свойствами, свойствами поверхностно-активных веществ (ПАВ). В результате применения ЩСПК достигают комплексного воздействия на прискважинную зону пласта, а именно растворяют асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО), снижают поверхностное натяжение на границах раздела фаз, предотвращают кольматацию, в том числе солевыми отложениями, и разбухание глин. Облегчает процессы глушения и последующего освоения скважины, в том числе за счет возможности регулирования удельного веса. Универсальные свойства ЩСПК в совокупности с описанной технологией его подачи в продуктивный пласт обеспечивают обработку всей матрицы продуктивного пласта со всей совокупностью его макро- и микропор. Этим самым создают надежную систему гидрозатвора продуктивного пласта, необходимую, например, при глушении продуктивного пласта. При этом воздействие на всевозможные поры пласта в течение времени глушения ЩСПК с его универсальными свойствами обеспечивает подготовку этих пор для последующего дренирования ими нефти по всей толщине пласта. При этом время ввода скважины в эксплуатацию после ее глушения может быть сокращено до нескольких часов (в сравнении с несколькими сутками по известному способу). При этом обеспечивают сохранение фильтрационных свойств продуктивного пласта в их расширенном толковании (восстановлением этих свойств до исходных) за счет диспергирования асфальто-смоло-парафинистых образований и разглинизации прискважинной зоны. Это обеспечивает значительную экономию времени и средств в сравнении с известным способом, по которому ввод скважины в эксплуатацию занимает несколько суток при безвозвратной частичной потере фильтрационных свойств продуктивного пласта.

На начальном этапе - этапе очистки призабойной зоны циклический режим обеспечивают таким образом, чтобы градиент давления при нагрузке на продуктивный пласт в 1,1-1,8 раз был меньше градиента давления при разгрузке продуктивного пласта. Именно такой режим предотвращает уплотнение продуктивного пласта продуктами кольматации и их поступление в дальнюю зону, откуда их изъятие представляет проблему со значительной степенью сложности.

Особенностью вторичного вскрытия продуктивного пласта с применением настоящего изобретения является то, что это вскрытие осуществляют, например, с использованием взрывчатых веществ (ВВ) с большим газовыделением и пониженной скоростью детонации для увеличения длительности взрывного импульса, например аммиачно-селитренные ВВ (типа игданита). При этом выбирают такую мощность взрыва, при которой происходит вскрытие естественных вертикальных трещин без гидрогазоразрыва продуктивного пласта. Газообразные продукты взрыва образуют так называемый газовый пузырь, который в гидродинамической среде пульсирует на авторежиме в течение достаточно длительного времени. Это и обеспечивает последующую продавку рабочей жидкости с ЩСПК в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине, т.е. при давлении раскрытия естественных вертикальных трещин и в нестационарном (циклическом) режиме повышения-сброса давления.

Нестационарный режим давления пропитки продуктивного пласта обеспечивает подключение к зонам активного дренирования малопроницаемых зон затрудненного дренирования с насыщением всех зон ЩСПК, усиливающим от цикла к циклу гидрофобизацию этих зон, разглинизацию и диспергирование АСПО. В итоге при последующем вызове притока нефти из продуктивного пласта последний обеспечивает вынос всех продуктов реакции и нефтеотдачу всей системой макро- и микропор.

Особенностью способа для случая его использования для поддержания пластового давления в продуктивном пласте (при разработке) является применение оторочек силиката натрия или раствора хлористого кальция. Эти оторочки могут быть отделены от оторочек рабочей жидкости (в виде ЩСПК или рабочей жидкости с добавками ЩСПК) другими оторочками, например пресной воды. Это создает необходимые условия смешивания растворов ЩСПК и хлористого кальция или силиката натрия. Скважину выдерживают необходимое время. В результате образуется загущенная смесь со свойствами вязкоупругой жидкости, сохраняющая все необходимые свойства по способу и обеспечивающая дополнительное свойство выравнивания профиля приемистости в прискважинной зоне. В эту скважину, уже по существу нагнетательную, нагнетают вытесняющий агент, например воду с добавкой 0,05-1,5% ЩСПК.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважине против продуктивного пласта помещают рабочую жидкость с добавкой ЩСПК. Величину добавки ЩСПК выбирают в зависимости от воздействия на продуктивный пласт. Например, при щадящем режиме глушения скважины принимают ЩСПК или его раствор при количестве ЩСПК 0,1-1,5% от объема технической воды (рабочей жидкости). Объем рабочей жидкости принимают в объеме пор и/или трещин продуктивного пласта в зоне кольматации (например, в радиусе 0,3-2,0 м от ствола скважины). Затем продавливают рабочую жидкость в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине. Для этого предварительно по соседним скважинам или образцам породы устанавливают давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивного пласта. Собственно пропитку продуктивного пласта осуществляют, например, при давлении, меньшем давления раскрытия естественных вертикальных трещин на 5-15% и в циклическом режиме повышения-сброса давления. Режим циклического воздействия на этапе очистки призабойной зоны осуществляют таким образом, чтобы градиент давления при нагрузке на продуктивный пласт в 1,1-1,8 раз меньше градиента давления при разгрузке продуктивного пласта. Для этого, например, отрабатывают под это условие динамику наращивания и сброса давления, а также выдержки скважины под повышенным давлением и пониженным давлением. В разных геологических условиях и при разных видах рабочей жидкости отклик скважины различен.

После этого осуществляют запланированное воздействие на продуктивный пласт, например, его перфорацию или глушение для возможности осуществления ремонта скважины, или аварийное глушение, или интенсификацию добычи нефти, или выравнивание профиля приемистости при поддержании пластового давления, например, заводнением и пр.

1. Способ сохранения коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта, включающий помещение в скважине рабочей жидкости – щелочного стока производства капролактама – ЩСПК или его раствора в объеме, не меньшем объема пор и/или трещин продуктивного пласта в радиусе зоны кольматации от ствола скважины, последующую продавку рабочей жидкости в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине, для чего пропитку продуктивного пласта осуществляют при давлении раскрытия его естественных вертикальных трещин и в циклическом режиме повышения давления, его выдержки и сброса, реализуемых таким образом, что на этапе очистки призабойной зоны градиент давления при нагрузке на продуктивный пласт в 1,1 - 1,8 раз меньше градиента давления при разгрузке продуктивного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при щадящем режиме глушения скважины для осуществления ремонтных работ в этой скважине используют ЩСПК или его раствор в технической воде с добавкой ЩСПК не менее 0,1% от объема технической воды.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при аварийном глушении скважины ЩСПК или его раствор в технической воде с добавкой ЩСПК не менее 0,1% от объема технической воды, а над рабочей жидкостью в стволе скважины помещают утяжеленную технологическую жидкость в виде раствора соли одного или нескольких видов.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при вскрытии продуктивного пласта используют ЩСПК или его раствор в технической воде с добавкой ЩСПК в количестве не менее 10 % от объема технической воды.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при интенсификации добычи нефти после продавки рабочей жидкости с добавкой ЩСПК в продуктивный пласт осуществляют выдержку скважины в течение 12 – 36 ч, после чего снижают давление на продуктивный пласт и осуществляют вынос продуктов реакции из этого пласта.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что для поддержания пластового давления в продуктивном пласте осуществляют продавку рабочей жидкости в этот пласт через одну, по меньшей мере, нагнетательную скважину с использованием вязкой системы на основе ЩСПК и силиката натрия, выдерживают скважину до выравнивания профиля приемистости продуктивного пласта и осуществляют нагнетание вытесняющего агента с добавкой 0,05 - 1,5 % ЩСПК.