способ обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку осадкообразующего и кислотного реагентов, отличающийся тем, что в качестве осадкообразующего реагента используют технический лигносульфонат или технологическую жидкость типа СНПХ-3100 - водный раствор солей кальция и сульфитного щелока или состав изолирующий типа СНПХ-84 водный раствор лигносульфоната технического и неорганических добавок, а в качестве кислотного реагента используют соляную кислоту, или смесь соляной и плавиковой кислот, или композицию СНПХ-9010 водный раствор лигносульфоната, кислородсодержащего растворителя, поверхностно-активного вещества и соляной кислоты, или композицию НПХ-9020 водный раствор соляной и плавиковой кислот, растворителя, поверхностно-активного вещества и неорганических солей.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что последовательно закачиваемые реагенты берут в соотношении 1 1.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта.

Кислотная обработка призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта предназначена для интенсификации притока нефти из низкопроницаемых слабодренируемых нефтесодержащих пропластков неравномерно заводненного нефтяного пласта.

Эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта может быть выполнена путем временной блокировки его наиболее проницаемых обводненных пропластков химреагентами с последующим повышением проницаемости неохваченных заводнением нефтенасыщенных пропластков за счет взаимодействия кислотных реагентов с породой пласта.

Известен способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны скважины, заключающийся в обработке призабойной зоны скважины путем закачки в пропластки, начиная с нижнего, малофильтрующейся вязкой жидкости, например сульфито-спиртовой барды с последующим использованием кислотного раствора (авт.св. СССР N 287867, кл. Е 21 В 43/12, 1970).

Недостатком данного способа являются неудовлетворительные технологические качества сульфито-спиртовой барды застывание при отрицательной температуре, высокая вязкость и сложность самого процесса закачки реагентов в скважину. Указанный способ может быть применен только на ранней стадии разработки, поскольку повторные солянокислотные обработки карбонатных коллекторов малоэффективны.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий последовательную закачку гидрофобной эмульсии с меловым порошком, гидрофобной эмульсии и соляной кислоты (авт.св. СССР N 1104244, кл. Е 21 В 43/27, 1984). Сущность изобретения заключается в том, что раствор кислоты хорошо взаимодействует с меловым порошком и освобождает проход кислоты к слабопроницаемым участкам пласта.

Недостатками являются невысокая эффективность и нетехнологичность при высокой стоимости составов и сложности их приготовления.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является известный способ обработки призабойной зоны неоднородного по проницаемости водонасыщенного пласта, включающий последовательную закачку осадкообразующего агента органосиликоната натрия и соляной кислоты с последующим растворением осадка в низкопроницаемых пропластках путем закачки грязевой кислоты. (авт.св. СССР N 1104245, кл.E 21 B 43/27, 1984 г.).

Известный способ недостаточно технологичен, так как требует попеременной закачки двух и более оторочек соляной кислоты и использования токсичной и коррозионноактивной грязевой кислоты, которая расходуется для разрушения временно изолирующего материала. Процесс длителен и трудоемок, ограничен использованием только в нагнетательных скважинах при повышенных температурах.

В основу настоящего изобретения положено решение задачи создания эффективного и технологичного способа обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта, позволяющего осуществить блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков перед солянокислотной обработкой. При этом, блокирующий материал образуется при взаимодействии закачиваемых реагентов в большей степени в водной или водонефтяной фазах. Структура блокирующего материала обуславливает его подвижность в пористой среде и возможность его разрушения после окончания работ по солянокислотной обработке.

Поставленная задача решается путем разработки способа обработки призабойной зоны неоднородности нефтяного пласта, включающего последовательную закачку лигносульфонатного реагента, взаимодействующего с закачиваемым следом кислотным реагентом, причем в качестве лигносульфонатного реагента берут 5-35% водный раствор лигносульфоната или технологическую жидкость типа СНПХ-3100 или состав изолирующий типа СНПХ-84, а в качестве кислотного реагента берут соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот или композицию СНПХ-9010 или НПХ-9020.

В преимущественном варианте выполнения способа реагенты, последовательно закачиваемые в пласт, берут в соотношении 1:1.

Лигносульфонат технический берут согласно ТУ 13-0281036-05-89 или ТУ 13-0281036-15-90 и готовят на его основе 5-35% водный раствор.

Технологическая жидкость типа СНПХ-3100 представляет собой водный раствор солей кальция и сульфитного щелока (ТУ ОП 13-0281036-25-92), который используют, например, для осуществления технологического процесса глушения скважин.

Состав изолирующий типа СНПХ-84 представляет собой водный раствор лигносульфоната технического и неорганических солей (ТУ 39-05765670-ОП-183-93).

Смесь соляной и плавиковой кислот берут в соотношении 3-5:1, соответственно, или согласно ТУ 6-01-14-78-88.

Соляную кислоту берут согласно ТУ 6-01-04684381-85-92, ТУ 6-01-714-77, ТУ 38-103141-78.

Плавиковую кислоту используют по ТУ 6-09-2622-88, ГОСТ 2567-89, ТУ 113-08-532-82.

Композиция СНПХ-9010 (ТУ 39-5765657-131-91), представляет собой водный раствор смеси компонентов, включающий соляную кислоту. Композиция предназначена для обработки призабойной зоны пластов.

Композиция НПХ-9020 (ТУ 39-05765670-ОП-166-93), представляет собой сложную смесь органических соединений и грязевой кислоты, предназначенную для обработки призабойной зоны.

Анализ отобранных в процессе поиска информации технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявляемой совокупности существенных признаков и наличии нового технического результата, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию "мировая новизна" и "изобретательский уровень".

Согласно заявляемого способа осуществляют закачку лигносульфонатного реагента, который заполняет в большей степени поры высокопроницаемых водонасыщенных пластов и в меньшей степени поры низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов. Последующая закачка кислотного реагента приводит к тому, что происходит взаимодействие закачанных в пласт реагентов с образованием осадка, закупоривающего в большей степени пористую среду высокопроницаемых водонасыщенных пластов, так как в водной и водонефтяной фазах идет интенсивное взаимодействие, а в порах нефтенасыщенного пласта осадок образуется в небольшом объеме. Таким образом, происходит временная закупорка высокопроницаемых водонасыщенных пластов, а кислотный реагент проникает достаточно глубоко в водонефте- и нефтенасыщенные пласты, что и приводит к увеличению эффективности обработки.

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "Промышленная применимость" приводит описание сущности способа и конкретные примеры его осуществления.

Пример 1. Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик проводят на насыпных линейных моделях пористой среды. Длина насыпной части моделей 3-4 см, поперечное сечение пористой среды 1,54 см.

В качестве исходного материала для создания пористой среды используют кварцевый песок фракций помола 0,16-0,07 мм, с добавлением до 10% карбоната кальция, пресную или минерализованную воду, нефть бобриковского или девонского горизонтов. Температура экспериментов 20 2 ^oС. Закачка и вытеснение флюидов из пористой среды модели осуществляют плунжерным насосом, при этом фиксируется перепад давления, создаваемого нагнетательной жидкостью. На основании полученных результатов по известной формуле рассчитывают величины проницаемостей до и после обработки хим. реагентами.

Исследование влияния действия лигносульфонатных и кислотных реагентов на фильтрационные характеристики пористой среды проводят в водо- и нефтенасыщенных моделях. В водонасыщенных моделях фиксируют начальную проницаемость (К_1в) по воде и конечную проницаемость по воде (К_2в), которую замеряют при установившемся режиме фильтрации после прокачки 1-2 поровых объемов воды. Коэффициент остаточной проницаемости _в рассчитывают по формуле:



В нефтенасыщенных моделях фиксируют начальную проницаемость по нефти (К_1н), далее закачивают указанные химреагенты, которые затем вытесняют нефтью. Коэффициент остаточной проницаемости по нефти _н рассчитывают по формуле:



Результаты испытаний представлены в таблице.

Из приведенных данных следует, что в водонасыщенной пористой среде (опыты 1-6) не наблюдается увеличения проницаемости пористой среды ( < 1) при использовании различных реагентов заявляемого способа. Это свидетельствует об эффективности процесса образования блокирующего экрана в водонасыщенной пористой среде. При этом коэффициент растет с уменьшением исходной проницаемости, то есть в крупных порах блокирующий осадок образуется в большем объеме.

В нефтенасыщенной пористой среде (опыты 7-11) происходит снижение фильтрационного сопротивления по нефти ( > 1). Это доказывает, что временная блокировка происходит эффективно в пористой среде, насыщенной водой, а в нефтенасыщенной части блокирующий экран не образуется и кислотный реагент поступает в нефтенасыщенную часть коллектора. Вследствие этого, происходит взаимодействие кислотного реагента с породой, что приводит к увеличению проницаемости. Опыты 12 и 13 доказывают эффективность применения последовательной закачки реагентов при соотношении 3:1 и 1:3; в преимущественном варианте выполнения способа реагенты берут при соотношении 1:1.

Сопоставление представленных данных с прототипом (опыты 14 и 15) позволят сделать вывод о том, что способ по прототипу эффективен только в водонасыщенных пористых средах с низкой исходной проницаемостью ( > 1) и не приводит к увеличению конечной проницаемости по воде при исходной проницаемости выше 0,1 мкм².

Пример 2. Для подтверждения эффективности обработки призабойной зоны в промысловых условиях при образовании блокирующего экрана проведены испытания на скважине 11052 Арланского месторождения НГДУ "Арланнефть", эксплуатирующей карбонатные отложения (каширо-подольский горизонт). Этот горизонт делится на нефтеносную и водоносную части, причем последняя имеет лучшие коллекторские свойства (более высокую проницаемость). Обычные кислотные обработки скважин вызывают быстрое обводнение продукции.

Скважина 11052 до обработки работала в следующем режиме: дебит по жидкости 4,0 т/сут, по нефти 2,8 т/сут, по воде 1,2 т/сут. В скважинах последовательно закачивают 6 т СНПХ-3100 и 18 т кислого агента (СНПХ-9010).

Через 1 мес. после обработки скважина работает в следующем режиме: дебит по жидкости 5,5 т/сут, дебит по нефти -4,3 т/сут, по воде 1,2 т/сут, то есть увеличения добычи попутной воды не произошло. Исходя из того, что технологическая жидкость типа СНПХ-3100 проникает в первую очередь в наиболее промытые каналы (в данном случае водоносные), а дебит по воде остался постоянным, можно считать, что в водоносном пропластке образовался экран, который отклонил поток кислого реагента в направлении нефтеносного пропластка. Это доказывается тем, что повысился дебит по нефти (с 2,8 т/сут до 4,3 т/сут). Поскольку сокращения добычи воды при увеличении дебита по нефти не произошло, следовательно наблюдается временная блокировка водонасыщенной зоны пласта, позволяющая провести эффективную солянокислотную обработку нефтенасыщенной части коллектора.