способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта

Формула изобретения

Способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающий закачку изолирующего состава, отличающийся тем, что перед закачкой изолирующего состава осуществляют закачку в призабойную зону пласта газообразователя, а после закачки изолирующего состава проводят технологическую выдержку.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к селективной изоляции высокопроницаемых промытых водой зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах при отсутствии точных сведений о местоположении указанных зон пласта в неоднородных коллекторах нефтяных месторождений.

Известен способ изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающий закачку в скважину раствора, содержащего силикат натрия, минеральную кислоту (соляную или серную), биополимер и воду [1] Недостатком этого способа является неэффективность селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта.

Известен способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающий закачку в пласт изолирующего состава в высокопроницаемые зоны [2]

Недостатком этого способа является его невысокая эффективность. Это связано с тем, что в случаях, когда точно неизвестно, где расположены низкопроницаемые и высокопроницаемые зоны пласта при закачке в скважины изолирующего материала не происходит селективной изоляции только высокопроницаемых пластов. Т.е. изолирующий состав проникает как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пласты.

Целью предлагаемого изобретения является увеличение эффективности селективной изоляции только высокопроницаемых пластов при отсутствии сведений о местоположении указанных зон, вне зависимости от их количества и последовательности их расположения.

Поставленная цель достигается тем, что в способе селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающем закачку изолирующего состава, перед закачкой изолирующего состава осуществляют закачку в призабойную зону пласта газообразователь, а после закачки изолирующего состава проводят технологическую выдержку.

Большинство нефтяных залежей обладает неоднородностью коллекторов по проницаемости жидкостей вода-нефть. При разработке таких залежей в первую очередь обводняются высокопроницаемые зоны нефтяного пласта, а низкопроницаемые зоны остаются невыработанными. Существующие на данный момент методы не позволяют селективно изолировать промытые водой пропластки, если неизвестно их местонахождение.

Предлагаемый способ позволяет временно изолировать невыработанные низкопроницаемые зоны, затем основательно изолировать промытые высокопроницаемые зоны пласта, а затем ликвидировать временную изоляцию в низкопроницаемых зонах.

В скважину закачивают газообразователь. В качестве газообразователя используют газообразующий агент, выделяющий газ в пласте или несколько агентов, при взаимодействии которых в пласте будет образовываться газ. Закачку реагирующих между агентов необходимо проводить с буфером между ними для того, чтобы избежать преждевременного образования газа на поверхности или в трубах.

Таким образом, в пласте по мере продвижения и смешения реагирующих агентов будет непрерывно образовываться и увеличиваться в объеме газ. Этот газ существенно не снизит проницаемость высокопроницаемых зон пласта, однако проницаемость низкопроницаемых зон значительно уменьшается.

После этого в скважину начинают закачивать изолирующий состав. При этом выделяющийся или образующийся в результате реакции газ в низкопроницаемых зонах препятствует поступлению в них изолирующего состава.

Таким образом, изолирующий состав, минуя низкопроницаемые зоны, практически целиком поступает в высокопроницаемые зоны.

Количество газообразующих агентов определяют из условия, чтобы на протяжении закачки в высокопроницаемые зоны изолирующего состава и проталкивающей жидкости в низкопроницаемых зонах протекала реакция с непрерывном образованием газа.

После закачки в высокопроницаемые зоны изолирующего состава и проталкивающей жидкости скважину останавливают и проводят технологическую выдержку.

Поскольку жидкость практически несжимаема, то в высокопроницаемой зоне при остановке закачки давление быстро снижается до пластового, а в низкопроницаемой зоне находящийся под давлением газ будет расширяться и выходить в эксплуатационную колонну скважины. Жидкость даже если она и поступила при закачке изолирующего состава в низкопроницаемую зону, будет вытолкнута в эксплуатационную колонну и поступит в высокопроницаемую зону скважины. Через определенное время высокопроницаемая зона будет заизолирована, а низкопроницаемая зона останется без изменений. В случае нагнетательной скважины, газ вышедший из низкопроницаемой зоны, при последующем нагнетании воды будет растворяться в воде или вытесняться вглубь пласта и существенно не оказывать влияния на дальнейшую эксплуатацию скважины. В случае добывающей скважины, газ будет растворяться в нефти или вытесняться из пласта.

В качестве газообразующих агентов можно использовать любые составы, выделяющие газ в пластовых условиях (температура, давление) или образующие газ в результате взаимодействия между реагентами.

Способ осуществляется следующим образом.

Пример 1. В нагнетательную скважину, имеющую 2 м перфорированной мощности (1 м имеет проницаемость 0,1 мкм², пористость 20% а 1 м 1,0 мкм², пористость 28%) и приемистость скважины 500 м³/сут. Пластовая температура 80^oC.

В скважине создают временную изоляцию в низкопроницаемой зоне пласта, предотвращая закачку в эту зону гелеобразующего раствора на основе силиката натрия, исходя из следующего: гелеобразующий раствор в высокопроницаемую зону будет закачен по радиусу призабойной зоны пласта на глубину, например, 10 метров. Для этого требуется 100 м³ раствора. По условиям приемистости скважины 100 м³ гелеобразующего раствора будет закачано в скважину за 5,5 часов.

Учитывая, что такое же время требуется удерживать в низкопроницаемой зоне пласта временную изоляцию за счет выделяющейся двуокиси углерода в результате реакции между соляной кислотой и кальцинированной содой в низкопроницаемую зону необходимо закачать жидкости 15% объема пористой среды, в которой передний фронт закачиваемых реагентов продвинется за 5,5 часов. Исходя из проницаемости этих зон объем закачки в низкопроницаемую зону составит - 100: 100,15= 1,5 м³, в том числе 22 24% раствор соляной кислоты 0,6 м³ и 23 25% раствор кальцинированной соды 0,9 м³, а с учетом приемистости высокопроницаемой зоны пласта в нее будет закачено соляной кислоты 6,0 м³ и кальцинированной соды 9,0 м³.

Таким образом в скважину без остановки, не снижая давление нагнетания на устье (для предотвращения выброса из низкопроницаемой зоны) закачивают:

1. 6,6 м³ (22 24%) раствора соляной кислоты;

2. буферную оторочку пресной воды в объеме 0,5 м³;

3. 9,9 м³ (23 25%) водного раствора карбоната натрия;

4. буферную оторочку пресной воды в объеме 2 м³;

5. гелеобразующий раствор в объеме 100 м³;

6. прокаливающую оторочку пресной воды в объеме НКТ плюс 2 м³ и останавливают закачку.

Затем скважину оставляют на реагирование не менее, чем на 36 часов. После этого скважину запускают в работу.

Эффективность обработки нагнетательной скважины оценивается по работе реагирующих добывающих скважин. После обработки нагнетательной скважины в среднем снизилась обводненность продукции добывающих скважин на 20% и увеличился дебит по нефти на 15% За 6 месяцев работы скважины количество дополнительно добытой нефти составило 5,5 тысяч тонн.

Пример 2. В добывающую скважину, имеющую 4 м перфорированной мощности (3 м имеет проницаемость 0,1 мкм², а 1 м 1,0 мкм²), приемистость по воде 600 м³/сут и карбонатность 10% исходя из аналогичных расчетов как и в примере 1 (пластовая температура 90^oC) без остановки, не снижая давления нагнетания на устье (для предотвращения выброса из низкопроницаемой зоны), закачивают:

1. 7,8 м³ (22 24%) водного раствора соляной кислоты;

2. буферную оторочку пресной воды в объеме 20 м³;

3. гелеобразующий раствор на основе силиката натрия в объеме 100 м³;

4. проталкивающую оторочку пресной воды в объеме НКТ плюс 2 м³, прекращают закачку и оставляют скважину на реагирование на 36 часов;

5. запускают скважину в работу.

До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 96% воды и 4% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 81% воды и 19% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 0,9 т/сут. а после обработки 1,5 т/сут.

Пример 3. В добывающую скважину, имеющую 2 м перфорированной мощности (1 м имеет проницаемость 0,1 мкм², пористость 20% а 1 м 1,0 мкм², пористость 28% ) и приемистость скважины 400 м³/сут. исходя из аналогичных расчетов как и в примере 1 (пластовая температура 70^oC) без остановки, не снижая давление нагнетания на устье (для предотвращения выброса из низкопроницаемой зоны), закачивают:

1. 1,1 м³ (22 24%) раствора соляной кислоты;

2. буферную оторочку пресной воды в объеме 0,1 м³;

3. 1,8 м³ (23 25%) водного раствора карбоната натрия;

4. буферную оторочку пресной воды в объеме 3 м³;

5. тампонирующий состав на основе Акор-Б-100 в объеме 4 м³;

6. проталкивающую оторочку пресной воды в объеме НКТ плюс 1 м³, прекращают закачку и оставляют скважину на реагирование на 36 часов;

7. запускают скважину в работу.

До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 92% воды и 8% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 78% воды и 22% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 2,1 т/сут. а после обработки 4,6 т/сут.

Применение предлагаемого изобретения позволяет снизить обводненность продукции скважины на 14 20% и увеличить дебит по нефти в два раза.