способ обработки призабойной зоны горизонтальной или наклонной скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны горизонтальной или наклонной скважины, включающий обработку скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, закачку раствора кислоты в продуктивный пласт и проведение технологической выдержки для реагирования раствора кислоты, освоение скважины, отличающийся тем, что в качестве указанной жидкости используют вязкую нефть или мазут, а закачку раствора кислоты осуществляют после промывки скважины газоконденсатом, закачивают углеводородный растворитель для проведения промывки скважины от остатков вязкой нефти или мазута и продуктов реакции, осваивают скважину с помощью инертного газа или газа от скважины донора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.

Известен способ обработки призабойной зоны скважин, включающий закачку раствора кислоты поинтервально в каждый пласт (авторское свидетельство СССР 836340 Е21В 43/27, 1981).

Основным недостатком этого способа является низкая эффективность его применения в горизонтальных или наклонных скважинах вследствие неравномерности обработки отдельных интервалов пласта.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ обработки призабойной зоны пласта в горизонтальном или наклонном стволе скважины, включающем предварительное определение давления поглощения жидкости скважиной, обработку скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения и закачку раствора кислоты в продуктивный интервал. Указанную обработку осуществляют промывкой жидкостью глушения с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, раствор кислоты доводят до продуктивного интервала жидкостью с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, а после закачки раствора кислоты проводят технологическую выдержку под давлением меньшим, чем давление поглощения до момента начала поглощения (патент РФ 2209304, Е21В 43/27, опубл. 2003).

К недостаткам данного способа обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) следует отнести, что при обработке ПЗП горизонтальных и наклонных скважин при значительной неоднородности строения пластов - переслаивании проницаемых и низкопроницаемых пластов трудно установить давление поглощения жидкости, как следствие этого может быть низкая эффективность обработки слабопроницаемых пластов, так как большая часть раствора кислоты будет поглощаться высокопроницаемыми пластами.

Задачей данного изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта горизонтальных и наклонных скважин при интенсификации притока углеводородов.

Технический результат достигается тем, что в способе обработки ПЗП горизонтальных и наклонных скважин, включающим обработку скважины, жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, закачку раствора кислоты в продуктивный пласт и проведение технологической выдержки для реагирования раствора кислоты, освоение скважины, особенностью является то, что в качестве указанной жидкости используют вязкую нефть или мазут, а закачку раствора кислоты осуществляют после промывки скважины газоконденсатом, закачивают углеводородный растворитель для проведения промывки скважины от остатков вязкой нефти или мазута и продуктов реакции углеводородным растворителем, при этом осваивают скважину с помощью инертного газа или газа от скважины донора.

Сущность изобретения заключается в следующем.

При эксплуатации горизонтальных или наклонных газоконденсатных скважин возникает трудность обработки интервалов продуктивных платов растворами кислот или щелочей. В результате закачки раствора кислоты в горизонтальный или наклонный участок ствола скважины проникновение кислотного раствора происходит только в высокопроницаемые пласты, а в низкопроницаемые пласты кислотный раствор не поступает. В результате эффективность кислотной обработки снижается, а продуктивность скважины не увеличивается. В предложенном способе решается задача повышения эффективности кислотной обработки в горизонтальных или наклонных газоконденсатных скважинах.

При обработке призабойной скважины в горизонтальном или наклонном стволе в продуктивный интервал закачивают вязкую нефть или мазут, которые обеспечивают отсутствие поглощения кислотного раствора высокопроницаемыми породами-коллекторами из-за закупорки основных проводящих пор вязкой нефти или мазутом и гидрофобизации породы-коллектора. Низкопроницаемые породы-коллекторы не поглощают вязкую нефть или мазут из-за низких фильтрационно-емкостных свойств. После этого скважину промывают газоконденсатом и закачивают раствор кислоты, который проникает в низкопроницаемые породы-коллекторы и вступает в реакцию с цементом породы и основными породообразующими минералами 3 продуктивного пласта. Для удаления вязкой нефти или мазута, продуктов реакции из пласта и ПЗП закачивают в интервал обработки углеводородный растворитель (газоконденсат или дизельное топливо), промывают скважину углеводородным растворителем с целью удаления из ПЗП остатков вязкой нефти или мазута, продуктов реакции, осваивают скважину с помощью инертного газа или газа от скважины донора.

Объем закачки вязкой нефти или мазута определяется по формуле

,

где K_п - коэффициент скрытой пористости высокопроницаемых интервалов, доли ед.;

h_n - эффективная толщина высокопроницаемых интервалов, вскрытых перфорацией, м;

r_n - радиус обработки ПЗП высокопроницаемых интервалов, м.

Объем раствора кислоты для обработки поровых коллекторов определяется по формуле

,

где K_н - коэффициент открытой пористости низкопроницаемых интервалов, доли ед.;

R - радиус обработки низкопроницаемых интервалов, м;

r_c - радиус скважины, м;

h_н -эффективная толщина низкопроницаемых интервалов, вскрытых перфорацией, м.

Пример реализации способа.

В горизонтальной скважине с горизонтальным окончанием глубиной H=2500 м, эксплуатирующей поровые терригенные коллектора, вскрыта перфорацией эффективная толщина h=20 м, из которой эффективная толщина низкопроницаемых пород-коллекторов составляет h_н =15 м. Коэффициенты скрытой пористости, определенные по данным геофизических исследований скважин, составляют у низкопроницаемых интервалов K_н=0,15 и K_п=0,22 у высокопроницаемых интервалов. Радиус обработки ПЗП вязкой нефтью или мазутом у высокопроницаемых интервалов пласта не может превышать 0,1 м. В этом случае объем вязкой нефти или мазута равен

V_н=K_n·h_п· _nr²=0,22·5·3,14·0,01=0,034 м³

С целью удаления остатков вязкой нефти или мазута перед закачкой в скважину раствора кислоты проводится промывка интервала скважины газоконденсатом.

Объем раствора кислоты для обработки низкопроницаемых интервалов в радиусе R=1 м после закачки в ПЗП вязкой нефти или мазута составит для скважины радиусом r=0,84 м

После закачки кислоты в пласт проводят технологическую выдержку для реагирования кислоты. Для очистки интервала продуктивного пласта от остатков вязкой нефти или мазута и продуктов химической реакции промывают скважину углеводородным растворителем (газоконденсатом или дизельным топливом). Осваивают скважину с помощью инертного газа или газа от скважины донора.