способ обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт оторочки нефтерастворимого растворителя, отличающийся тем, что перед закачкой в пласт оторочки нефтерастворимого низкомолекулярного растворителя осуществляют закачку в пласт оторочки водорастворимого низкомолекулярного растворителя, а закачку в пласт оторочки нефти производят после закачки оторочки нефтерастворимого низкомолекулярного растворителя при соотношении объемов оторочек водорастворимого и нефтерастворимого низкомолекулярных растворителей и нефти 0,35:0,1:0,55.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к способам обработки призабойной зоны пласта.

Известен волновой способ повышения продуктивности скважин, с помощью которого можно увеличить проницаемость пористой среды (Свалов А.М. О механизме волнового воздействия на продуктивные пласты // Нефтяное хозяйство - 1996 - N 7- С.27).

Недостатком известного способа является отсутствие вытеснения воды из пор микротрещин, наличие которой затрудняет поступление углеводородов из пласта.

Наиболее близким аналогом заявляемого технического решения является способ комбинированного воздействия на залежь высокочастотным электромагнитным полем и растворителем (Маганов Р. У., Ковалева Л.А., Саяхов Ф.Л. Экспериментальные исследования вытеснения нефти растворителем при одновременном воздействии электромагнитным полем // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений-1998- N 5- С.37).

К недостаткам указанного способа относится то, что растворитель, взаимодействуя только с углеводородной фазой пласта, не удаляет из его пор воду, а электромагнитное воздействие, особенно в горизонтальных необсаженных скважинах, приводит к осыпанию стенок и перекрытию ствола скважины.

Изобретение направлено на решение задачи повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Техническим результатом, получаемым при решении задачи, является полное вытеснение воды или фильтрата бурового раствора из пористой среды, ее последующая гидрофобизация для создания благоприятных условий фильтрации углеводородов и возможность использования способа в горизонтальных необсаженных скважинах.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт оторочки нефтерастворимого низкомолекулярного растворителя, отличается тем, что перед закачкой в пласт оторочки нефтерастворимого низкомолекулярного растворителя осуществляют закачку в пласт оторочки водорастворимого низкомолекулярного растворителя, а закачку в пласт оторочки нефти производят после закачки нефтерастворимого низкомолекулярного растворителя при соотношении объемов оторочек водорастворимого и нефтерастворимого низкомолекулярных растворителей и нефти 0,35 : 0,1 : 0,55.

Объем оторочки рассчитывают по формуле; Q= R²hm, где R - радиус обработки; h - толщина пласта; m - пористость.

Так, например, для обработки призабойной зоны радиусом в 3 м, толщиной пласта 10 м и пористостью 15% необходимо взять 15 м водорастворимого растворителя, 4 м³ нефтерастворимого растворителя и 23 м³ нефти.

В качестве водорастворимых растворителей применяют метиловый спирт, ацетон, их смеси или другие низкомолекулярные водорастворимые растворители.

В качестве нефтерастворимых низкомолекулярных растворителей используют широкую фракцию легких углеводородов, низкомолекулярные ароматические соединения - толуол, бензол, бутилбензол и другие.

При обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин последовательно закачивают водо-нефтерастворимые растворители - нефть.

С помощью закачки оторочки водорастворимого растворителя полностью вытесняют воду из призабойной зоны в глубь пласта и переводят нефть из пленочного состояния в капельное, а закачки нефтерастворимой оторочки и оторочки нефти обеспечивают полный вынос флюидов в глубь пласта и его гидрофобизацию.

Изменение порядка закачки оторочек не обеспечивает положительного результата, восстановления проницаемости и гидрофобизации пористой среды.

Для осуществления способа были проведены эксперименты. Эксперименты проводились на естественных образцах керна и нефти, а также модели пластовой воды. Модель пластовой воды готовилась в полном соответствии с химическим анализом пластовой воды исследуемого горизонта.

Диаметр образцов составлял 27 мм; длина 30 - 40 мм; проницаемость от 0,0004 до 1,253 мкм²; пористость от 3 до 20%; вязкость нефти 2,04 мПас; вязкость воды 1,69 мПас; спирта 1,2 мПac.

Результаты экспериментов приведены в таблице и на чертеже.

Через водонасыщенные образцы различмпй проницаемости прокачивали пластовую воду при температуре 20-23^oC, определяли скорость фильтрации по воде. Для создания высокой гидрофобности необходимо вытеснить воду. Для этого использовали растворитель, который полностью смешивается с водой. При смешении воды и водорастворимого растворителя вязкость смеси сначала увеличивается, достигая максимума, а затем начинает падать до вязкости агента (в отличие от нефтерастворимого растворителя и нефти, когда вязкость смешивающихся компонентов при их сложении составляет среднее число и зависит от концентрации агентов, участвующих в процессе смешения), причем вязкость смеси возрастает более чем в два раза по сравнению с вязкостью наиболее вязкого агента. Это объясняется межмолекулярным взаимодействием агентов. Во-первых, при вытеснении воды из пористой среды не образуется языков, идет максимальное вытеснение воды по всему периметру; во-вторых, гидрофобизуется поверхность пористой среды.

Это явление имеет существенное значение для извлечения нефти из пористой среды, что приводит к подключению к фильтрации ранее не участвовавших зон и каналов.

С повышением температуры максимум сглаживается.

Как видно из таблицы, скорость фильтрации спирта уменьшается, последний из пористой среды вытесняли растворителем, который взаиморастворяется как в спирте, так и в нефти, растворитель вытесняли нефтью и замеряли скорость фильтрации нефти в образцах. Результаты экспериментов приведены в таблице. Как видно из таблицы, скорость фильтрации нефти по сравнению с водой ниже в 8-2 раза.

Таким образом, как видно из вышеприведенного обоснования, при вытеснении воды из призабойной зоны в глубь пласта водо-нефтерастворимыми растворителями и нефтью она рассеивается и блокируется в низкопроницаемых зонах и при последующем ее выносе создаются благоприятные условия для фильтрации нефти и увеличения продуктивности скважин.