способ воздействия на карбонатный порово-трещиноватый коллектор

Формула изобретения

Способ воздействия на карбонатный порово-трещиноватый коллектор путем закачивания в пласт через скважину раствора соляной кислоты и оторочки продавливающей жидкости, отличающийся тем, что осуществляют закачивание через нагнетательную или добывающую скважину гелеобразующего раствора на основе нефелина и соляной кислоты, затем продавливающей жидкости - нефти, выдерживают технологическую паузу, а затем закачивают 10-17%-ный раствор соляной кислоты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на карбонатные порово-трещиноватые коллекторы.

Известен способ разработки нефтяной залежи с обводненными пропластками, включающий закачку гелеобразующего материала на основе нефелина (патент РФ 2046183, E 21 В 43/22, 20.10.1995).

Недостатком его является невысокая эффективность из-за незначительной глубины проникновения в пласт гелеобразующего состава.

Наиболее близким аналогом является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, предусматривающий воздействие на карбонатный порово-трещиноватый коллектор путем последовательного закачивания в пласт через нагнетательную скважину 15%-ного раствора соляной кислоты и оторочки инертной к кислоте продавливающей жидкости (патент РФ 1347543, E 21 В 43/22, 15.10.1994).

Недостатком этого способа является низкая эффективность при извлечении остаточной нефти из карбонатных коллекторов.

Задачей изобретения является повышение эффективности воздействия на карбонатные порово-трещиноватые коллекторы.

Указанная задача решается тем, что в способе воздействия на карбонатный порово-трещиноватый коллектор путем закачивания в пласт через скважину раствора соляной кислоты и оторочки продавливающей жидкости, осуществляют закачивание через нагнетательную или добывающую скважину гелеобразующего раствора на основе нефелина и соляной кислоты, затем продавливающей жидкости - нефти, выдерживают технологическую паузу, а затем закачивают 10 - 17%-ный раствор соляной кислоты.

При заводнении карбонатных пластов закачиваемая вода движется по высокопроницаемым прослоям, что приводит к опережающему обводнению добывающих скважин. При работе нагнетательных скважин происходит поглощение рабочего агента высокопроницаемыми пластами. Задача изоляции высокопроницаемых пластов и, следовательно, снижения обводненности добываемой продукции и изоляции зон поглощения в нагнетательных скважинах решается в данном изобретении.

Физико-механическая сущность применения гелеобразующего состава на основе нефелина и водного раствора соляной кислоты заключается в том, что гелеобразующая оторочка фильтруется в наиболее удаленную зону пласта, характеризующуюся повышенной проницаемостью. После закачки гелеобразующего раствора продавливают раствор в пласт нефтью.

Закачивание оторочки нефти предохраняет коллектор от снижения фазовой проницаемости для нефти, способствует получению максимального объема геля, закупоривающего высокопроводящие каналы и трещины. После образования геля в пласте подают оторочку 10-17%-ного раствора соляной кислоты для очистки нефтенасыщенных пропластков.

По сравнению с прототипом данное техническое решение способствует повышению эффективности воздействия на порово- трещиноватые коллектора за счет увеличения глубины проникновения гелеобразующего состава в пласт, комплексного воздействия на выбранный объект, а также за счет обеспечения высокой прочности и стабильности образующейся гелевой системы в пласте. В результате наличия всех перечисленных особенностей технологии увеличивается полнота охвата воздействием пористой среды. При последующем заводнении происходит повышение охвата пластов заводнением за счет подключения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов.

Нефелин представляет собой алюмосиликат натрия и калия структуры [Na(K) AlSiO₄] (ТУ 113-12-54-89). Соляная кислота - бесцветный водный раствор хлористого водорода с концентрацией 31.5 - 35.0% в зависимости от марки (ТУ 6-01-714-77, ГОСТ 857-78).

Способ осуществляется следующим образом.

Выбирают высокообводненную добывающую скважину. До и после проведения воздействия проводят исследовательский комплекс по скважине: снятие кривой восстановления давления, замер дебита скважины, замер пластового давления. Спускают пакер на глубину 10 м выше интервала перфорации. Готовят расчетный объем раствора, состоящий из нефелина и водного раствора 27%-ной соляной кислоты. До посадки пакера при обратной циркуляции через затрубное пространство закачивают в НКТ приготовленный раствор. Доводят раствор до интервала перфорации, проводят посадку пакера. Закачивают раствор в скважину. Продавливают раствор в пласт нефтью объемом 16 м³. Останавливают скважину на реагирование на 24 часа. После технологической выдержки закачивают 4 м³ 10-17%-ной соляной кислоты, кислоту продавливают в пласт сточной водой в объеме 4 м³. Скважину останавливают на 24 часа. Спускают насос, вводят скважину в работу и проводят освоение компрессором.

Сравнение предлагаемых способов проведено по результатам лабораторных и промысловых опытов.

Пример 1. Сравнение способов в лабораторных условиях осуществлено по результатам снижения проницаемости пористой среды. В фильтрационных опытах использована пористая среда длиной 300 мм, диаметром 50 мм, наполненная кварцевым песком или молотым известняком фракции 0.05 - 1.20 мм. Керны предварительно насыщались сточной водой плотностью 1178 кг/м³. Фильтрация проводилась при постоянном перепаде давления. При закачивании раствора, содержащего 5-10% нефелина и 5-10% соляной кислоты, с последующей фильтрацией нефтяной оторочки. После технологической выдержки, составившей 24 часа, и закачки 10 - 17%-ного раствора соляной кислоты снижение проницаемости по воде составило 77.6 - 98.5% (табл. 1, оп. 1-6).

Пример 2. Способ был опробован на высокообводненной скважине (объект - башкирский ярус). Среднесуточный дебит по нефти составлял 9.5 м/сут, обводненность - 92%.

Приготовили раствор: 1.2 м³ 27%-ной соляной кислоты, 2.1 м³ сточной воды, добавили 270 кг нефелина, перемешивали до полного растворения нефелина, в емкости остается песок (5-10% объема нефелина). Песок входит в состав товарного нефелина как примесь и должен быть отфильтрован от раствора и удален.

Закачали раствор в скважину. Затем продавили гелеобразующий состав в пласт нефтью (16 м³). Остановили скважину на реагирование на 24 часа. После технологической паузы закачали 4 м³ 10-17%-ной соляной кислоты, кислоту продавили в пласт сточной водой в объеме 4 м³. Скважину остановили на 24 часа. Запустили скважину в работу и провели освоение компрессором.

Способ позволил получить прибыль, которая образуется за счет дополнительно добытой нефти, уменьшения объемов попутно добываемой воды, снижения себестоимости работ, использования недорогостоящих реагентов.

В результате применения метода среднее снижение обводненности по добывающим скважинам очага воздействия составило 18%. Продолжительность технологического эффекта составила 18 месяцев. Получен прирост добычи нефти - 4200 т нефти.