способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений широтного приобья

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья, включающий последовательную закачку в пласт реагента и буферной жидкости, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют взаимный растворитель, в качестве реагента - кислотный состав с взаимным растворителем, причем предварительно перед закачкой реагента осуществляют закачку также буферной жидкости, обработку проводят в динамическом режиме без выдержки на реакцию, не допуская остановок на стадиях закачки и освоения, а так же между ними.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислотного состава используют соляную кислоту или глинокислоту.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве взаимного растворителя используют бутилцеллозольв или его смесь с изопропиловым спиртом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области повышения производительности нефтедобывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые песчано-глинистые коллектора юрских отложений Широтного Приобья.

Известна обработка призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов кислотными составами, содержащими различные виды поверхностно-активных веществ (ПАВ), с целью придания составу повышенной проникающей способности за счет снижения поверхностного натяжения водного раствора кислоты на границе с нефтью (1).

Недостатком данного решения является термическая деструкция ПАВ при температурах выше 80^oС.

Известен способ азотно-спиртосолянокислотной обработки низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов газовых скважин с предварительной закачкой в пласт буфера метанола, позволяющего снизить поверхностное натяжение связанной воды и фильтратов и облегчить дальнейшее проникновение в пласт активного кислотного состава (2).

Недостатком данного способа кислотной обработки является его низкая эффективность для нефтяных скважин, что обусловлено способностью метанола экстрагировать низкокипящие углеводороды, в результате чего происходит диспергация и осаждение высокомолекулярных компонентов нефти, например смол и асфальтенов, и закупорка нефтенасыщенной части коллектора, приводящая к затруднению закачки кислотного состава зон обработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья, включающий последовательную закачку в пласт реагента и буферной жидкости (3).

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки за счет увеличения проникающей способности кислотного состава в низкопроницаемый пласт и более полного удаления отработанного раствора и продуктов реакции из зоны воздействия.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья, включающем последовательную закачку в пласт реагента и буферной жидкости, в качестве буферной жидкости используют взаимный растворитель, в качестве реагента - кислотный состав с взаимным растворителем, причем предварительно перед закачкой реагента осуществляют закачку также буферной жидкости, обработку проводят в динамическом режиме без выдержки на реакцию, не допуская остановок на стадиях закачки и освоения, а также между ними, в качестве кислотного состава используют соляную кислоту или глинокислоту, в качестве взаимного растворителя используют бутилцеллозольв или его смесь с изопропиловым спиртом.

Взаимные растворители - это соединения, обладающие неограниченной растворимостью как в нефти, так и в воде. Такими свойствами чаще всего обладают кислородсодержащие растворители: одно- и двухатомные спирты, эфиры спиртов, альдегиды или их смеси. Примерами взаимных растворителей могут служить бутилцеллозольв, его смесь с изопропиловым спиртом, смеси изопропилового, изобутилового спиртов с гликолями.

Взаимные растворители снижают поверхностное натяжение водных растворов на границе с углеводородами вплоть до нуля, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых флюидов, то есть предотвращают образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации. В отличие от ПАВ взаимные растворители обладают термической стабильностью и сохраняют указанное свойство при температурах от 90^oС и выше.

Использование взаимного растворителя в качестве предварительного буфера очищают обрабатываемые поры и каналы фильтрации от пластовой воды и нефти, удаляет с поверхности породы рыхлосвязанную воду и пленку нефти, увеличивая тем самым площадь поверхности, контактирующей с закачиваемым вслед за буфером кислотным составом и улучшая условия фильтрации кислоты в узкие слабопроницаемые капилляры.

Введение взаимного растворителя в кислотный состав помимо отмеченного выше позитивного действия снижает активность кислоты и способствует снижению скорости взаимодействия кислоты с породой. Это позволяет, во-первых, продавить активную кислоту на большее расстояние от ствола скважины, то есть увеличить глубину обрабатываемой зоны, и во-вторых, замедлить вторичное осадко- и гелеобразование продуктов реакции. Это особенно важно в условиях температур более 80^oС, при которых соляная, а особенно плавиковая кислота в обычных водных растворах расходуются на взаимодействие с породой в течение нескольких минут с начала контакта.

Использование взаимного растворителя в качестве последующего буфера способствует удалению воды, внесенной в призабойную зону кислотным составом, что особенно важно в низкопроницаемых заглинизированных гидрофильных коллекторах. Кроме того, благодаря снижению поверхностного натяжения на границе пластовых флюидов и закаченных в пласт реагентов улучшаются условия выноса из зоны обработки отработанных реагентов, рыхлосвязанной пластовой воды, а также продуктов реакции и мелких твердых частиц.

Динамический режим обработки, то есть безостановочная закачка реагентов в призабойную зону и удаление отработанных растворов и продуктов реакции сразу после закачки последней порции второй буферной жидкости, путем освоения скважины и вызова притока, исключает адсорбцию на поверхности пор и каналов фильтрации вторичных осадков и гелей, образующихся в результате реакции кислоты с породой, а также мелких частиц, оторвавшихся от скелета породы или цементирующих материалов.

В заявляемом способе каждая технологическая операция, закачка первого буфера взаимного растворителя, кислотного состава с взаимным растворителем, второго буфера взаимного растворителя, динамический режим без выдержки на реакцию, не допуская остановок на стадиях закачки и освоения, а также между ними, проявляет свои функции с получением комплексного синергетического эффекта.

Все реагенты, используемые в заявляемом способе, выпускаются отечественной промышленностью:

- изопропиловый спирт, ГОСТ 9805-94;

- бутилцеллозольв, ТУ 6-01-646-84;

- соляная кислота техническая ТУ 6-01-714-77;

- плавиковая кислота ГОСТ 48-5-184-78.

В условиях скважины способ осуществляется следующим образом.

Через спущенные до интервала перфорации насосно-компрессорные трубы в призабойную зону пласта закачивают первый буфер взаимного растворителя из расчета 1,0-2,0 м³ на 1 м перфорированного интервала пласта. Следом за этим буфером в призабойную зону закачивают кислотный состав с взаимным растворителем из расчета 0,8-2,0 м³ на 1 метр интервала перфорации. Вышеописанный кислотный состав через те же насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт вторым буфером взаимного растворителя из расчета его расхода 0,5-1,5 м³ на 1 метр перфорированного интервала. Сразу после продавки в пласт последней порции второго буфера взаимного растворителя скважину осваивают фонтаном или компрессором и отбирают из нее жидкость в объеме, превышающем в 3-4 раза объем закачанных в пласт реагентов.

Эффективность предложенного способа подтверждается лабораторными исследованиями, выполненными на установке физического моделирования призабойной зоны нефтяного пласта FFES-655 производства фирмы "CORETEST SYSTEMS, INC.", USA.

Пример 1

Через колонку, составленную из трех естественных кернов пласта ЮВ₁ Покамасовского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 31,4% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮB₁ Покамасовского месторождения 0,015 мкм², при температуре 90^oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,3 МПа последовательно прокачали:

- 1,0 порового объема взаимного растворителя, представляющего собой бутилцеллозольв;

- 1,2 порового объема кислотного состава, содержащего 7% соляной кислоты, 1% плавиковой кислоты, 20% вышеуказанного взаимного растворителя, вода - остальное;

- 0,5 порового объема того же взаимного растворителя.

Не выдерживая керны на реакции с кислотным составом, сразу после прокачки реагентов через колонку, в обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали три поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮB₁ Покамасовского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,024 мкм², что в 1,6 раза выше начальной.

Пример 2

Через колонку, составленную из трех естественных кернов пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 36,8% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения 0,025 мкм², при температуре 95^oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,5 МПа последовательно прокачали:

- 0,8 порового объема взаимного растворителя, представляющего смесь изопропилового спирта и бутилцеллозольва в объемном соотношении 1:1;

- 0,8 порового объема кислотного состава, содержащего 9% соляной кислоты, 10% вышеуказанного взаимного растворителя, вода - остальное;

- 0,4 порового объема того же взаимного растворителя.

Не выдерживая керны на реакцию с кислотным составом, сразу после прокачки реагентов через колонку, в обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали три поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,033 мкм², что в 1,3 раза выше начальной.

Из приведенных примеров видно, что в предлагаемом способе увеличивается проницаемость породы для нефти в 1,3-1,6 раза.

Согласно приведенным выше результатам исследований, за счет повышения фазовой проницаемости для нефти и улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны, применение предложенного способа обеспечит увеличение дебитов скважин в 1,3-1,6 раза.

Источники информации

1. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М., Недра, 1985 г., с.105-106.

2. Романюк В.И., Адаменко Я.О., Горный М.И. Применение буферных агентов при КО призабойных зон скважин. Нефтяная и газовая промышленность, 1989 г., 1, с.42.

3. Патент РФ 2106484, Е 21 В 43/22, опубл. 10.03.1998 г. - прототип.