способ обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом, при котором в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта спускают гибкую трубу колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м³ на 1 м обрабатываемого интервала и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м³ на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 75-85 масс.%, 18-20%-ный раствор соляной кислоты - 3-4 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 0,5-1,5 масс.%, вода остальное, продавливают эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов, после чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ), в частности трещиновато-поровых терригенных отложений с близкорасположенным газоводяным контактом (ГВК).

Коллекторы газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири относятся к низкопроницаемым терригенным отложениям, сцементированным глинистым цементом с содержанием до 10%. Из опыта применения кислотных обработок известно, что в коллекторах с процентным отношением карбонатных отложений выше 20% наиболее эффективна солянокислотная обработка, а при меньшем процентном отношении и для удаления соединений кальция необходима комплексная обработка: солянокислотная обработка в сочетании с глинокислотной обработкой. В то же время известно, что в пластах с близкорасположенным ГВК обработка призабойной зоны практически не проводится из-за возможного разрушения увлажняемых горных пород призабойной зоны пласта (ПЗП) и связанным с этим более ранним поступлением подошвенных вод в пласт.

Известны способы ОПЗ низкопроницаемого терригенного пласта, включающие закачивание различных кислотных составов в ПЗП [патенты РФ № 2242604, № 2247833, № 2278967].

Недостатком всех этих способов является низкая эффективность ОПЗ, особенно при сильно закольматированной и обводняющейся ПЗП.

Известен способ ОПЗ низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в ПЗП [патент РФ № 2451175].

Недостатком этого способа является недостаточная эффективность ОПЗ пласта, особенно при сильно закольматированной и обводняющейся ПЗП, осложненной наличием трещин и пор при аномально низком пластовом давлении (АНПД).

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности ОПЗ трещиновато-порового терригенного пласта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения ПЗП.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при обработке призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта спускают гибкую трубу колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м³ на 1 м обрабатываемого интервала и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м³ на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 75-85 масс.%, 18-20%-ный раствор соляной кислоты - 3-4 масс.%, неиногенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 0,5-1,5 масс.%, вода остальное, продавливают эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов, после чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.

Способ реализуется следующим образом.

В незаглушенную скважину, находящуюся в эксплуатации под давлением, до кровли обрабатываемого пласта с близкорасположенным ГВК спускают гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м³ на 1 м обрабатываемого интервала для осушения ПЗП, которая из-за близости подошвенных вод и движения из пласта влажного газа увлажняется, и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м³ на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 75-85 масс.%, 18-20%-ный раствор соляной кислоты - 3-4 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 0,5-1,5 масс.%, вода остальное. Эмульсию продавливают в пласт 1 на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, который, растворяясь в жидкости, одновременно аэрирует, то есть газирует, эмульсию. Газирование эмульсии осуществляется при ее смешивании с инертным газом - азотом - на эжекторе в процессе закачивания в скважину. При закачивании эмульсии в скважину происходит гидрофобизация обрабатываемого пласта, повышается его водоотталкивающая способность за счет смачиваемости трещин и пор пласта нефтяной составляющей кислотного состава. Проникновению эмульсии в трещины и поры способствует наличие в составе эмульсии пузырьков инертного газа, взаимодействующих с поверхностно-активным веществом - дисолваном, входящим в состав кислотного раствора. Оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов. Незначительное количество воды в эмульсии не приводит к разрушению призабойной зоны, тем самым не возникают пути продвижения подошвенных вод при подъеме ГВК в процессе разработки месторождения. После этого вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел. Затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.

Предварительное закачивание в пласт метанола позволяет осушить ПЗП, которая из-за близости подошвенных вод и движения из пласта в процессе разработки месторождения сырого газа увлажняется. Осуществление предварительной осушки ПЗП позволяет повысить эффективность последующего воздействия на пласт закачиваемой эмульсии.

Наличие в составе эмульсии достаточно большого объема нефти создает условия гидрофобизации, препятствующие поступлению пластовой воды в ПЗП и в добываемую продукцию скважины.

Отсутствие в составе эмульсии большого количества воды, как это наблюдается в прямой углеводородной эмульсии, предотвращает разрушение увлажняемых пород ПЗП, известно, что именно вода является интенсифицирующим фактором разрушения горных пород.

Наличие ПАВ - дисолвана - в составе эмульсии в сочетании с инертным газом - азотом - обеспечивает ее глубокое проникновение в ПЗП и достаточно большое обволакивание частиц породы ПЗП, увеличивая водоотталкивающую способность породы.

Наличие в составе эмульсии инертного газа (аэрация до 5% от объема) позволяет ей глубоко проникать в узкие трещины и поры, имеющиеся в горной породе ПЗП.

Примеры реализации заявляемого изобретения.

Пример 1

В незаглушенную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм до кровли обрабатываемого пласта толщиной 40 м с ГВК, расположенным на 20 м ниже подошвы продуктивного пласта, спустили ГТ диаметром 42 мм. Через нее последовательно закачали метанол в объеме 80 м³, что соответствовало 2 м³ на 1 м обрабатываемого интервала, и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 80 м ³, что соответствовало 3 м³ на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 85 масс.%, 18%-ный раствор соляной кислоты - 3 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 0,5 масс.%, вода остальное. Эмульсию продавили в пласт на глубину закольматированной зоны, равную 165 мм, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, инертным газом - азотом. Оставили эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами, равный 4 часам. После этого вызвали приток газа из пласта и вместе с газом удалили отходы реакции на факел. Затем скважину вывели на проектный режим и пустили в эксплуатацию.

Пример 2

В незаглушенную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм до кровли обрабатываемого пласта толщиной 20 м с ГВК, расположенным на 15 м ниже подошвы продуктивного пласта, спустили ГТ диаметром 38 мм. Через нее последовательно закачали метанол в объеме 60 м³, что соответствовало 1,5 м³ на 1 м обрабатываемого интервала, и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 50 м³, что соответствовало 2,5 м³ на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 80 масс.%, 19%-ный раствор соляной кислоты - 3,5 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 1,0 масс.%, вода остальное. Эмульсию продавили в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, равную 126 мм, инертным газом - азотом. Оставили эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами, равный 3 часам. После этого вызвали приток газа из пласта и вместе с газом удалили отходы реакции на факел. Затем скважину вывели на проектный режим и пустили в эксплуатацию.

Пример 3

В незаглушенную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм до кровли обрабатываемого пласта толщиной 10 м с ГВК, расположенным на 5 м ниже подошвы продуктивного пласта, спустили ГТ диаметром 33 мм. Через нее последовательно закачали метанол в объеме 10 м³, что соответствовало 1 м³ на 1 м обрабатываемого интервала, и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 20 м³, что соответствовало 2 м³ на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 75 масс.%, 20%-ный раствор соляной кислоты - 4 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 1,5 масс.%, вода остальное. Эмульсию продавили в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, равную 110 мм, инертным газом - азотом. Оставили эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами, равный 2 часам. После этого вызвали приток газа из пласта и вместе с газом удалили отходы реакции на факел. Затем скважину вывели на проектный режим и пустили в эксплуатацию.

Заявляемое техническое решение позволяет более эффективно проводить ОПЗ трещиновато-порового терригенного пласта, а использование для доставки эмульсии в обрабатываемый пласт ГТ колтюбинговой установки позволяет существенно снизить затраты на ремонт скважины за счет исключения операции по глушению скважины и сокращения продолжительности спускоподъемных операций. Кроме того, использование углеводородной составляющей эмульсии снижает экологическое загрязнение окружающей территории.