способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты, отличающийся тем, что закачку проводят поинтервально в каждый пласт, перед закачкой нефтяной эмульсии в нефтяных пластах проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки, нефтяную эмульсию закачивают в нефтяные пласты, разобщают обводненный пласт и нефтяные пласты, раствор кислоты закачивают в обводненный пласт, после чего в обводненный пласт закачивают кислотостойкий тампонирующий материал под давлением на 10 20% выше давления закачки кислоты, сообщают обводненный пласт и нефтяные пласты, в скважине устанавливают цементный мост до кровли нефтяного пласта или до отметки выше на 10 м обводненного пласта, проводят технологическую выдержку, частично разбуривают цементный мост и перфорируют нефтяные пласты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков из нижних водоносных пластов в добывающих скважинах, вскрывающих многопластовую нефтяную залежь.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт кислоты [1]

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны, однако он не приводит к изоляции водопритоков, а следовательно, не способствует снижению обводненности добываемой продукции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку в пласт нефтяной эмульсии и раствора кислоты [2]

Известный способ приводит к выравниванию профиля приемистости скважины, однако его эффективность в многопластовой залежи невелика вследствие осуществления воздействия на весь продуктивный интервал без разделения на пласты воздействия.

Целью изобретения является увеличение эффективности обработки призабойной зоны за счет избирательного воздействия на нефтяные и обводненные пласты и изоляции обводненных пластов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты, согласно изобретению закачку проводят поинтервально в каждый пласт, перед закачкой нефтяной эмульсии в нефтяных пластах проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки, нефтяную эмульсию закачивают в нефтяные пласты, разобщают обводненный пласт и вышележащие пласты, раствор кислоты закачивают в обводненный пласт, после чего в обводненный пласт закачивают кислотостойкий тампонирующий материал под давлением на 10-20% выше давления закачки раствора кислоты, в скважине устанавливают цементный мост до кровли нефтяного пласта или до отметки выше на 10 м обводненного пласта, проводят технологическую выдержку, частично разбуривают цементный мост и перфорируют нефтяные пласты.

Признаками изобретения являются: закачка нефтяной эмульсии; закачка раствора кислоты; проведение в нефтяных пластах поинтервальной соляно-кислотной обработки; проведение третьей операции перед первой операцией; поинтервальная закачка нефтяной эмульсии в нефтяные пласты; разобщение обводненного пласта и вышележащих пластов; место закачки раствора кислоты в обводненный пласт; закачка в обводненный пласт кислотостойкого тампонирующего материала; давление закачки на 10-20% выше давления закачки раствора кислоты; установка в скважине цементного моста до кровли нефтяного пласта или до отметки выше на 10 м обводненного пласта; проведение технологической выдержки; частичное разбуривание цементного моста; перфорация нефтяных пластов.

Первые два признака являются общими с прототипом, остальные признаки являются существенными отличительными признаками изобретения.

При эксплуатации добывающих скважин происходит обводнение добываемой продукции нижней водой, поступающей по заколонной циркуляции с нижних водоносных слоев. Задача изоляции воды и, следовательно, снижения обводненности добываемой продукции решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной скважиной одновременно из нескольких продуктивных пластов.

Перед проведением работ по изоляции водопритоков проводят определение источника поступления воды в нефтяную скважину. Если обводнение произошло нижней заколонной водой, то проводят поинтервальную соляно-кислотную обработку продуктивного интервала с последующим временным блокированием нефтяной эмульсией каждого нефтяного пласта отдельно. Это делается для создания в нефтяных пластах временного экрана для исключения проникновения в них материалов при последующих закачках. В то же время такая подготовка нефтяных пластов не нарушает их проводимости, а даже увеличивает ее и создает временную изоляцию пластов, легко удаляемую при освоении скважины. После этого обводненный пласт через пакерное оборудование обрабатывают кислотой для увеличения его приемистости. Все нефтяные пласты при этом блокированы нефтяной эмульсией и кислота проникает в них при заколонных перетоках и пропуске пакера. Затем в обводненный пласт закачивают кислотостойкий тампонирующий материал, за ним цементный раствор, заполняя скважину от забоя до кровли нефтяного пласта или только перекрывая на 10 м выше обводненного пласта. Нефтяные пласты защищены от попадания цемента обратной вязкой нефтяной эмульсией. После затвердевания цемента его разбуривают, но не вскрывают обводненный пласт. Таким образом устанавливают новый искусственный забой выше прежнего. После разбуривания проводят перфорацию нефтяных пластов и освоение скважины. При освоении нефтяная эмульсия постепенно вытесняется в скважину без нарушения коллекторских свойств нефтяных пластов. За счет исключения поступления воды из обводненных интервалов снижается обводненность нефти. Применение пакерного оборудования и поинтервальная обработка каждого пласта позволяет проводить обработку каждого отдельно взятого пласта и повысить давление закачки реагентов с 9-10 МПа до 17-18 МПа. Все это приводит к сверхсуммарному эффекту при обработке.

Обратную нефтяную эмульсию готовят, смешивая нефть товарную 39-41% пластовую воду 58-60% и эмульгатор (тарин, ЭС-2, нефтехим и т.п.) 0,9-1,1% Электростабильность эмульсии не ниже 150 В по ИГЭР-1, условная вязкость 500-500 с по вискозиметру ВП-5. Расход эмульсии на 1 м перфорированной мощности составляет 1-2 м³. После закачки эмульсию продавливают в пласт пластовой водой в объеме труб в скважине. Эмульсия имеет повышенную вязкость и за счет этого улучшенные изолирующие свойства.

Для обработки кислотой используют соляную кислоту 10-15%-ной концентрации в объеме порядка 1 м³ на 1 м перфорированной мощности. Если при закачке кислоты давление не понижается, то проводят технологическую выдержку для реагирования кислоты с породой под давлением. При недостижении эффекта цикл повторяют.

Для приготовления кислотостойкого тампонирующего материала используют полиакриламид, например, марки 8ДА-1020 0,6%-ной концентрации, олигоорганоэтоксихлорсилоксан в виде продукта 119-204, лигносульфонат в композиции с жидким стеклом и т.п. Давление закачки тампонирующего материала не выше 18 МПа на устье скважины. Закачка проводится через пакерное оборудование. Объем закачки 1-2 м³ на 1 м перфорированной мощности. После закачки тампонирующего материала проводят технологическую выдержку для коагуляции в течение 12-24 ч.

При постановке цементного моста используют раствор на основе тампонажного портландцемента при водоцементном отношении порядка 0,5 с удельным весом 1,80-1,85 г/см³. Объем закачки зависит от приемистости изолируемого пласта. На практике расходуют порядка 4 т сухого цемента на скважину. После заливки цементного раствора проводят технологическую выдержку порядка 24 ч для затвердевания цемента.

Пример. В нефтедобывающей скважине перфорированы 3 пласта: 1250-1257 м, 1260-1263 м и 1268-1272 м. В результате исследований состава воды и интервала ее поступления установлено, что обводнен нижний пласт на глубине 1268-1272 м. Через двухпакерное оборудование проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки интервалов пластов на отметках 1250-1257 м и 1260-1263 м 12% -ным раствором соляной кислоты с закачкой в пласты нефтяной эмульсии состава, нефть товарная 40, пластовая вода 59, эмульгатор ЭС-2 1. Объем закачки раствора кислоты составляет 1 м³ на 1 м перфорированной мощности, объем закачки нефтяной эмульсии составляет 1,5 м³ на 1 м перфорированной мощности. Устанавливают пакер выше нижнего обводненного перфорированного интервала и закачивают в пласт раствор соляной кислоты 12%-ной концентрации в объеме 1 м³ на 1 м перфорированной мощности. Затем закачивают кислотостойкий тампонирующий материал 0,6%-ный водный раствор полиакриламида. Снимают пакер и закачивают цементный раствор до отметки 1250 м. Проводят технологическую выдержку в течение 24 ч. Разбуривают цементный мост до отметки 1264 м и перфорируют нефтяные пласты на отметках 1250-1257 м и 1260-1263 м. Закачку кислотных растворов проводят под давлением на устье 15-16 МПа, закачку нефтяной эмульсии и кислотостойкого тампонирующего материала проводят под давлением на устье 17-18 МПа. Скважину промывают и запускают в эксплуатацию. Нефтяная эмульсия при осваивании скважины и эксплуатации вытесняется из нефтяных пластов и освобождает призабойную зону для продвижения нефти.

Возможна заливка цементного раствора до отметки 1258 м с последующим разбуриванием до отметки 1264 м и перфорацией нефтяных пластов.

В качестве кислотостойкого тампонирующего материала возможно использование продукта 119-204 и других, отверждающихся или устойчивых в кислой среде продуктов.

Применение предложенного способа позволяет изолировать нижние обводненные пласты при сохранении проницаемости нефтяных пластов и снизить обводненность добываемой продукции.