способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку в нефтяной пласт раствора кислоты, закачку в обводненный пласт раствора кислоты и кислотостойкого тампонирующего материала и сообщение пластов в скважине, отличающийся тем, что первоначально проводят циклическую закачку в обводненный пласт кислотостойкого тампонирующего материала и раствора кислоты, при этом в каждом цикле первым закачивают кислотостойкий тампонирующий материал при единственной закачке кислотостойкого тампонирующего материала в последнем цикле, а объем закачки раствора кислоты в нефтяной пласт устанавливают не более объема закачки в обводненный пласт кислотостойкого тампонирующего материала.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков в добывающих скважинах.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт кислоты (Ш. К. Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974, с. 420-432).

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны, однако он не приводит к изоляции водопритоков, а, следовательно, не способствует снижению обводненности добываемой продукции.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку в пласт нефтяной эмульсии и раствора кислоты (Патент РФ 2004783, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 1993).

Известный способ приводит к выравниванию профиля приемистости скважины, однако его эффективность невелика вследствие осуществления воздействия на весь продуктивный интервал без разделения на пласты воздействия.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку в нефтяные пласты раствора кислоты и нефтяной эмульсии, закачку в обводненный пласт раствора кислоты и кислотостойкого тампонирующего материала под давлением на 10-20% выше давления закачки раствора кислоты, повторение циклов закачки "раствор кислоты - кислотостойкий тампонирующий материал" с постепенным увеличением давления закачки раствора кислоты до давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала и сообщение обводненного пласта и выше и нижележащих пластов (Патент 2092685, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 10.10.97 - прототип).

Известный способ позволяет осуществить воздействие на продуктивный интервал с разделением на пласты воздействия. Однако эффективность воздействия остается невысокой вследствие того, что по заколонному пространству скважины и межпластовым перетокам закачиваемые в первую очередь растворы кислоты проникают из нефтяных пластов в обводненный пласт и улучшают гидродинамическую связь между пластами, что весьма сильно снижает эффективность изоляции обводненного пласта.

В изобретении решается задача увеличения эффективности обработки призабойной зоны за счет изоляции обводненного пласта.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку в нефтяной пласт раствора кислоты, закачку в обводненный пласт раствора кислоты и кислотостойкого тампонирующего материала и сообщение пластов в скважине, согласно изобретению первоначально проводят циклическую закачку в обводненный пласт кислотостойкого тампонирующего материала и раствора кислоты, при этом в каждом цикле первым закачивают кислотостойкий тампонирующий материал при единственной закачке кислотостойкого тампонирующего материала в последнем цикле, а объем закачки раствора кислоты в нефтяной пласт устанавливают не более объема закачки в обводненный пласт кислотостойкого тампонирующего материала.

Признаками изобретения являются:

1) закачка в нефтяной пласт раствора кислоты;

2) закачка в обводненный пласт раствора кислоты и кислотостойкого тампонирующего материала;

3) сообщение пластов в скважине;

4) первоначальная циклическая закачка в обводненный пласт кислотостойкого тампонирующего материала и раствора кислоты;

5) закачка в каждом цикле первым кислотостойкого тампонирующего материала;

6) то же, при единственной закачке кислотостойкого тампонирующего материала в последнем цикле;

7) объем закачки раствора кислоты в нефтяной пласт не более объема закачки в обводненный пласт кислотостойкого тампонирующего материала.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации добывающих скважин, вскрывающих многопластовую нефтяную залежь, происходит обводнение добываемой продукции закачиваемой водой в одном, реже нескольких нефтяных пластах.

Задача изоляции воды в таком пласте и, следовательно, снижения обводненности добываемой продукции при сохранении продуктивности нефтяных необводненных пластов решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной скважиной одновременно из нескольких продуктивных пластов.

Перед проведением работ по изоляции водопритоков проводят определение источника поступления воды в нефтяную скважину. Для проведения работ применяют пакерное оборудование и поинтервальную обработку каждого пласта, что позволяет проводить обработку каждого отдельно взятого пласта.

В обводненный пласт закачивают кислотостойкий тампонирующий материал и раствор кислоты. Циклы закачки кислотостойкого тампонирующего материала и раствора кислоты повторяют преимущественно 3-4 раза. При этом в каждом цикле первым закачивают кислотостойкий тампонирующий материал. В последнем цикле закачивают только кислотостойкий тампонирующий материал без раствора кислоты.

По окончании закачки в обводненный пласт производят закачку раствора кислоты в нефтяной пласт. Объем закачки раствора кислоты в нефтяной пласт устанавливают не более объема закачки кислотостойкого тампонирующего материала в обводненный пласт. Этим удается избежать создания гидродинамической связи нефтяного и обводненного пласта.

Для поинтервальной обработки кислотой используют соляную кислоту 8 - 15% концентрации в объеме порядка 1 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности.

Для приготовления кислотостойкого тампонирующего материала используют полиакриламид, например, марки 8ДА-1020 0,6% концентрации, олигоорганоэтоксихлорсилоксан в виде продукта 119-204, лигносульфонат в композиции с жидким стеклом и т.п. Предпочтительный объем закачки 1 - 2 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности. После закачки тампонирующего материала проводят технологическую выдержку для коагуляции в течение 12-24 ч.

Для повышения эффективности способа проводят циклическую обработку по схеме "кислотостойкий тампонирующий материал - раствор кислоты".

Пример конкретного выполнения.

В нефтедобывающей скважине перфорированы 3 пласта: 1250 - 1257 м, 1260 -1263 м и 1268 - 1272 м. В результате исследований состава воды и интервала ее поступления установлено, что обводнен средний пласт на глубине 1260 - 1263 м. Устанавливают пакеры выше и ниже обводненного перфорированного интервала на отметках 1259 и 1264 м и закачивают в него кислотостойкий тампонирующий материал - 0,6%-ный водный раствор полиакриламида в объеме 1 м³ на 1 погонный метр, затем раствор соляной кислоты 12%-ной концентрации в объеме 1 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности. Закачку растворов проводят под давлением на устье 15-18 МПа. Циклы закачки кислотостойкого тампонирующего материала и раствора кислоты повторяют 4 раза. В последнем цикле закачивают только кислотостойкий тампонирующий материал.

Снимают пакеры и устанавливают на новых отметках. Через двухпакерное оборудование проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки интервалов пластов на отметках 1250 - 1257 м и 1268 -1272 м 12%-ным раствором соляной кислоты. Объем закачки раствора кислоты составляет 1 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности. Снимают пакеры. Скважину промывают и запускают в эксплуатацию.

В результате обводненность добываемой продукции снизилась на 25% и составила 20%.

Применение предложенного способа позволяет изолировать обводненные пласты при сохранении проницаемости нефтяных пластов и снизить обводненность добываемой продукции.