способ мультифазной кольматации продуктивного пласта

Формула изобретения

1. Способ кольматации нефтенасыщенных пород глинистым буровым раствором, утяжеленным мелом и содержащим эмульгированную нефтяную фазу с диспергированной газовой фазой, с образованием последней вводом воздуха в указанный раствор после закачки его в скважину, отличающийся тем, что содержание указанной нефтяной фазы составляет 10 об.%, воздух вводят в количестве 10-15% и дополнительно осуществляют превышение гидростатического давления над пластовым путем углубления скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный раствор дополнительно содержит 0,01 об.% сульфита натрия.

Описание изобретения к патенту

Способ мультифазной кольматации продуктивного нефтенасыщенного пласта относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использован для сохранения первоначальных коллекторских свойств нефтяного пласта при первичном вскрытии бурением, с целью достижения высокого дебита при вводе скважины в эксплуатацию.

Имеется технология института ВНИИБТ (1) гидромеханической кольматации каналов и трещин в проницаемых породах и способы его реализации в процессе первичного вскрытия бурением. Суть технологии заключается в периодическом удалении фильтрационной корки с поверхности стенок скважины и снижения проницаемости за счет проникновения твердой фазы бурового раствора в породу под воздействием гидродинамического давления в скважине, превышающем пластовое. Недостатком технологии является почти полная гидродинамическая изоляция проницаемого пласта за счет проникновения твердой фазы бурового раствора в приствольную часть скважины. В последующем, после завершения скважины строительством, при вторичном вскрытии продуктивного пласта, из-за значительного ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны, приток продукции бывает незначительным и для его увеличения производятся дорогостоящие методы стимуляции и интенсификации. Основным отрицательным фактором способа является однофазная кольматация пласта твердой фазой бурового раствора, включающего глину и утяжелитель, утрата первоначальных коллекторских свойств на стадии заканчивания и необратимость их восстановления на этапе вторичного вскрытия и вызова притока.

Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ кольматации нефтенасыщенных пород при первичном вскрытии продуктивных пластов бурением глинистым буровым раствором, утяжеленным мелом и содержащим 10 мас.% эмульгированной нефтяной фазы с диспергированной газовой фазой, с образованием последней вводом воздуха в указанный раствор после закачки его в скважину (2).

Целью изобретения является разработка способа кольматации продуктивного нефтяного пласта в процессе его первичного вскрытия бурением и восстановление первоначальных свойств на этапе вторичного вскрытия и вызова притока, после цементирования эксплуатационной колонны и завершения строительства скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в способе кольматации нефтенасыщенных пород глинистым буровым раствором, утяжеленным мелом и содержащим эмульгированную нефтяную фазу с диспергированной газовой фазой, с образованием последней вводом воздуха в указанный раствор после закачки его в скважину, содержание указанной нефтяной фазы составляет 10% объемных, воздух вводят в количестве 10-15% и дополнительно осуществляют превышение гидростатического давления над пластовым путем углубления скважины. Причем указанный раствор дополнительно содержит 0,01% объемных сульфита натрия.

В процессе вскрытия пласта бурением фильтрация бурового раствора при гидродинамическом перепаде давления происходит в трех формах: мгновенная или “из-под долота”, динамическая и статическая (2), причем процесс кольматации происходит при первых двух видах фильтрации. Проницаемость пористой среды по воздуху всегда выше, чем по жидкости в 2-3 раза, поэтому воздух, содержащийся в промывочной жидкости как одна из фаз, фильтруется в поровые каналы и трещины пласта в первую очередь. Так как начальная нефтенасыщенность пласта максимальна и по данным промысловой геофизики и лабораторного анализа образов керна, поднятого из скважин, составляет 65-75%, то фазовая проницаемость по нефти будет значительно выше, чем водного фильтрата бурового раствора. Следовательно, фильтрация водной фазы бурового раствора происходит при более низкой фазовой проницаемости и при дополнительном сопротивлении защемленного в поровом канале воздуха, величина которого зависит от значения поверхностного натяжения и радиуса порового канала, определяемом формулой Лапласа

где Р - сила сжатия пузырька;

- поверхностное натяжение;

R - радиус пузырька, (3).

Оценочные расчеты по приведенной формуле показывают, что при среднем радиусе порового канала 200 микрометров, давление сжатия пузырька достигает несколько десятков МПа.

Твердая фаза бурового раствора, формируясь на стенках скважины в виде фильтрационной корки с включениями эмульгированной нефтяной фазы, также оказывает дополнительное фазовое сопротивление на последующей стадии динамической фильтрации водной фазы, что имеет место после прохождения пласта бурением, и на стадии статической фильтрации, например, во время геофизических исследований. Сформированный газонефтеводяной кольматант в поровых каналах призабойной части нефтяного пласта препятствует в дальнейшем и проникновению частиц цемента и фильтрата цементного раствора при цементировании эксплуатационной колонны. Частицы цемента и фильтрат цементного раствора задерживаются нефтенасыщенной фильтрационной коркой бурового раствора.

При вторичном вскрытии нефтяного пласта после перфорации производится снижение уровня жидкости свабированием и при снижения гидростатического давления на величину до 0,5 от пластового происходит расширение пузырька воздуха и поршневое вытеснение газонефтеводяного кольматанта в скважину поступающей из пласта нефтью. Предлагаемый способ мультифазной кольматации проверялся в промысловых условиях при первичном вскрытии продуктивного пласта бурением и освоении скважин после цементирования эксплуатационных колонн.

Перед вскрытием продуктивного пласта производилось приготовление мультифазного бурового раствора следующим способом. В приемные емкости буровой установки завозился глинистый раствор утяжеленный мелом, затем в раствор вводилась нефтяная фаза в количестве 10% от обьема раствора совместно с эмульгатором, раствор тщательно перемешивался и замерялись технологические параметры, которые составили: плотность - 1,18 г/куб. см, условная вязкость - 25 с, эффективная вязкость - 15 мПас, динамическое напряжение сдвига - 40 Па, фильтрация 7 куб. см/30 мин, статическое напряжение сдвига (СНС) 15/25 дПа, рН - 9.

После закачки раствора в скважину осуществлялся ввод воздуха в буровой раствор одним из известных способов в количестве 10-15% от объема раствора, при этом отмечалось незначительное снижение плотности и рост вязкости раствора. Углубление скважины для эффективной кольматации производилось роторным способом с небольшой механической скоростью. Остальные работы по заканчиванию скважины производились по типовой программе. Затраты времени на заканчивание скважины не превышали четырех суток. При более длительных сроках заканчивания скважин рекомендуется в мультифазный буровой раствор добавлять сульфит натрия в количестве 0,001% к объему раствора для удаления растворенного кислорода из раствора (4).

По описанной технологии произведено вскрытие продуктивных пластов в тульских отложениях на глубинах 1100-1165 м на скважинах №3604 и 3605. По базовой технологии, в однотипных горно-геологических условиях построены и освоены скважины №№3601, 3603 и 3606. Основные сравнительные показатели освоения скважин приведены в таблице.

Использование мультифазных систем растворов предполагает их применение также при глушении скважин в капитальном ремонте перед проведением геолого-технических мероприятий.

Литература

1. Курочкин Б.М. и др. Гидромеханическое закупоривание проницаемых пород. ВНИИОЭНГ, серия “Бурение”, вып.7. М., 1987, с.1-2.

2. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972, с.275, 276, 286, 287, 290, 326-328, 366, 367.

3. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1982, с.88.

4. Ж. Бурже и др. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988, с.183.