способ обработки призабойной зоны пластов в скважинах

Формула изобретения

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ путем подачи в трещины расклинивающего агента с наполнителем, первая наиболее крупная фракция которого имеет размер 0,1 - 0,3 ширины трещины, последующие мелкие фракции 0,155 - 0,225 от размера предыдущей и конечная - 13,3 - 19,3 от среднего размера частиц суспензии скважинной жидкости при определении количества наполнителя в каждой фракции согласно формуле

V_i= ,

где i - номер фракции в порядке убывания по размерам;

n - число фракций;

V_н - общее число наполнителя;

K_i = 0,775 для первой наиболее крупной по размеру фракции;

K_i= при i более 1,

отличающийся тем, что в качестве наполнителя расклинивающего агента первой наиболее крупной фракции используют наполнитель из инертного материала, последующих мелких фракций - наполнитель из материалов, растворяющихся при взаимодействии с реагентами, которые задавливают в трещины после закачки в них расклинивающего агента, причем реагент, растворяющий мелкие фракции наполнителя, закачивают в течение времени стабилизации приемистости при давлении, на 30% меньшем наибольшего давления, развиваемого при кольматации этих трещин, затем давление закачки реагента повышают до значения на 15% ниже давления, развиваемого при кольматации трещин, и выдерживают его в течение времени стабилизации приемистости, после чего осуществляют декольматацию трещин путем создания депрессии.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны продуктивных пластов для повышения дебита скважин.

Известны способы обработки призабойной зоны продуктивных пластов [1 и 2] посредством кольматации естественных или искусственно созданных трещин в прискважинной зоне твердым гранулированным материалом в виде песка. Этим достигается сохранение поперечных размеров трещин в условиях депрессии при вызове притока или эксплуатации скважин. Однако в трещинах сохраняется плотная укладка частиц, которая, хотя и обеспечивает более высокую проницаемость стенок скважины по сравнению с проницаемостью до обработки призабойной зоны, все-таки значительно затрудняет движение пластовых флюидов по сравнению с движением их по раскрытым трещинам, свободным от наполнителя.

Наиболее близким техническим решением является способ обработки призойбойной зоны [3], в котором вскрытие продуктивного пласта производят с применением жидкости, содержащей гранулированный наполнитель из нескольких фракций, причем содержание каждой фракции определяется из соотношения

V_i= , где i - номер фракции в порядке убывания по размерам; n - число фракций; V_н - общее количество наполнителя; K_i=0,775 для наиболее крупной фракции

K_i= при i больше 1,

причем размеры частиц наполнителя каждой последующей фракции составляют 0,155-0,225 от размера предыдущей, а размер конечной фракции 13,3-19,3 от среднего размера частиц суспензии скважинной жидкости.

Наполнитель этого рода по мере поступления в пласт формируется в малопроницаемый тампон непосредственно в каналах пород. Данное свойство способствует ликвидации поглощений промывочной жидкости в процессе бурения, но по отношению к продуктивному пласту приводит к резкому ухудшению коллекторских свойств пород.

Целью изобретения является улучшение коллекторских свойств продуктивных пластов за счет удержания трещин в условиях депрессии в раскрытом и по большей части свободном от наполнителя состоянии.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе после вскрытия продуктивного пласта трещины кольматируют с применением первой фракции наполнителя из инертного материала, последующих фракций из материалов, растворяющихся при взаимодействии с реагентами, призабойную зону пласта обрабатывают посредством задавливания в трещины реагентов, растворяющих мелкие фракции наполнителя, в течение времени стабилизации приемистости при давлении, на 30% меньшем наибольшего давления Р_к, развиваемого при кольматации этих трещин, давление повышают до значения на 15% ниже давления Р_к и выдерживают его в течение времени стабилизации приемистости, затем декольматируют трещины в условиях депрессии.

Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что после вскрытия продуктивного пласта трещины кольматируют наполнителем, в котором первая наиболее крупная фракция представлена инертным материалом при взаимодействии с реагентами. Отличие также состоит в том, что после кольматации в технологически обоснованный период времени, производя задавливание в трещины агента, взаимодействующего с мелкими частицами наполнителя, давление выдерживают не более 30% наибольшего давления Р_к, развиваемого при кольматации, а длительность операции ограничивают временем стабилизации приемистости; давление повышают до величины на 15% ниже давления Р_к и выдерживают его также в течение времени стабилизации приемистости. В заключительной стадии обработки призабойной зоны трещины декольматируют в условиях депрессии. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "новизна".

Известны технические решения (1-3), в которых удержание трещин в раскрытом состоянии достигается уплотнением частиц по всему объему самих трещин. Однако этим не обеспечивается многократное увеличение притоков пластовых флюидов из-за наличия тех же частиц в плотной упаковке на пути движения пластовых флюидов. Таким образом, в указанных способах не предусматривается освобождение трещин в большей части от наполнителя при условии сохранения ранее достигнутой раскрытости, что выполняется заявляемым техническим решением. Это позволяет сделать вывод о его соответствии критерию "существенные отличия".

Освобождение трещин в большей части от наполнителя с сохранением их поперечных размеров позволяет снизить сопротивление движению пластовых флюидов и за счет этого расширить область глубокой депрессии по пласту, а следовательно, интенсифицировать приток пластовых флюидов.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны осуществляют следующим образом.

После вскрытия трещинного коллектора в интервале 2300-2350 м производят замену на этом участке промывочной жидкости на тампонажную смесь в объеме 1 м³, представленную глинистым раствором и наполнителем, количество которого V_н по объему составляет 30% объема смеси, т.е.

V_н=0,3 м³.

С учетом раскрытости каналов в пределах 10 мм размер частиц крупной фракции (размер первого порядка) принимают равным 2-3 мм. Размер частиц второго порядка d₂ определяют из соотношения

d₂=(0,155-0,225)d₁.

Поскольку в объеме первой фракции наполнителя преобладают крупные частицы 2,5-3 мм, то для обеспечения плотной укладки частиц размером d₂среди частиц d₁ принято соотношение

d₂=0,225d₁, тогда d₂=0,225(2,5-3)=0,56-0,68 мм.

С учетом имеющихся сит размер частиц второго порядка принимают равным 0,54-0,75 мм.

Размер частиц 3-го порядка по приведенным соотношениям

d₃=0,225d₂=0,225(0,54-0,75)=0,12-0,17 мм.

С учетом имеющихся сит размер частиц 3-го порядка принимают равным 0,12-0,20 мм.

Размер частиц 4-го порядка по аналогии определяют по формуле

d₄=0,225(0,12-0,20)=0,027-0,045 мм.

С учетом имеющихся сит размер частиц 4-го порядка принимают равным 0,06 мм и менее.

Размер частиц последнего порядка d_п определяют по формуле

d_п=(13,3-19,2)^.d_с, где d_c - преобладающий размер частиц в растворе носителе, равный 0,003 мм. Тогда

d_п=(13,3-19,2)^.0,003=0,04-0,06 мм,

что соответствует размеру частиц четвертого порядка.

Таким образом, наполнитель представляет собой смесь частиц четырех фракций размером d₁= 2-3 мм, d₂=0,54-0,75 мм, d₃=0,12-0,20 мм, d₄=0,06 мм и менее.

Объем каждой фракции наполнителя определяют по формуле

V_i= , где K_i= .

Для частиц первого порядка с учетом значения К_i=0,775 находят

V₁= = V_н= 0.609V_н,

V₂= V_н= 0.177V_н,

V₃= V_н= 0.122V_н,

V₄= V_н= 0.093V_н.

Поскольку V_н=0,3 м³, то количество наполнителя по фракциям составляет

V₁=0,609x0,3=0,183 м³,

V₂=0,177x0,3=0,053 м³,

V₃=0,122x0,3=0,037 м³,

V₄= 0,093x0,3=0,028 м³.

В качестве фракции размером первого порядка принято песок, а фракций размером последующих порядков - угольный шлак (зольного ряда), растворяющийся на 50-70% при взаимодействии с соляной кислотой.

Трещины кольматируют, периодически повышая забойное давление Р_к до 35,5 МПа.

По достижении проектной глубины скважину крепят эксплуатационной колонной. После ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ) колонну перфорируют против продуктивного пласта, производят задавливание в трещины соляной кислоты. При этом выполняют требование повышения давления не более максимального давления Р_к, развиваемого при кольматации этих трещин. Требование обосновано стремлением не допустить выталкивания всего наполнителя вглубь пласта под воздействием повышенного давления по сравнению с давлением Р_к, а следовательно, избежать смыкания трещин в условиях депрессии. Требование соблюдается, если реализуется запас в пределах 15-30%, предусмотренный техническими правилами ведения буровых работ [4], а также принятыми в бурении и подтвержденными практикой коэффициентами запаса [5].

Таким образом, кислоту задавливают первоначально под давлением на забое 24,8 МПа, что на 30% меньше наибольшего давления Р_к, развиваемого при кольматации трещин. После стабилизации приемистости на уровне 10 м³/ч забойное давление повышают до 30,2 МПа, что на 15% меньше давления Р_к. После стабилизации приемистости на уровне 24 м³/ч задавливание соляной кислоты прекращают.

Ступенчатость в величинах давления (первоначально 24,8, затем 30,2 МПа) при обработке трещин реагентами, активно взаимодействующими с мелкими фракциями наполнителя, необходима для обеспечения более равномерного продвижения этих реагентов по закольматированным трещинам. Эффективность данного приема подтверждается экспериментально.

На последнем этапе работ уровень жидкости в скважине снижают до глубины 1000 м, вызывая почти полную декольматацию трещин и приток нефти из пласта.

Предлагаемый способ может быть использован при вызове и интенсификации притоков пластовых флюидов (газа, нефти, воды) из коллекторов всех видов (трещинных, трещинно-пористых, гранулярных, в том числе малопроницаемых) в поисковых, разведочных и эксплуатационных скважинах.

Экономическая эффективность предлагаемого способа обеспечивается повышением производительности (дебита) скважин.