способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов юрских отложений широтного приобья

Формула изобретения

1.Способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья путем последовательной закачки в пласт буферной жидкости, кислотного состава и вновь буферной жидкости, отличающийся тем, что кислотный состав продавливают в пласт водным раствором уксусной кислоты, в качестве буферных жидкостей используют кислородсодержащие растворители, а обработку проводят в динамическом режиме, не оставляя закачанные реагенты в призабойной зоне на реакцию.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислотного состава используют смесь соляной и уксусной кислот с кислородсодержащим растворителем.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислородсодержащего растворителя используют смеси изопропилового спирта с гликолями или целлозольвами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области повышения производительности нефтедобывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые алевролитоглинистые коллекторы юрских отложений Широтного Приобья.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, в котором в пласт последовательно закачивают буферную жидкость на углеводородной основе - смесь бензина и изопропилового спирта, водный раствор соляной кислоты или глинокислоты в смеси со спиртом и вторую буферную жидкость - бензин, содержащий смесь предельных углеводородов от С₃ и выше, после чего скважину оставляют на реакцию и затем осваивают компрессором (патент РФ 2042807, 27.04.1998).

Наиболее близким аналогом является способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья путем последовательной закачки в пласт воды, кислотного состава, буферной жидкости водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ, выдержки на реагирование, закачки щелочного состава и выдержки на реагирование ( патент РФ 2106484, 10.03.1998).

Задачей изобретения является повышение эффективности кислотной обработки высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов за счет предупреждения процессов вторичного осадко- и гелеобразования из продуктов реакции при одновременном увеличении проникающей способности кислотного состава в пласт и более полном удалении отработанного раствора и продуктов реакции из зоны воздействия.

Решение указанной задачи обеспечивается тем, что в способе обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья путем последовательной закачки в пласт буферной жидкости, кислотного состава и вновь буферной жидкости, кислотный состав продавливают в пласт водным раствором уксусной кислоты, в качестве буферных жидкостей используют кислородсодержащие растворители, а обработку проводят в динамическом режиме, не оставляя закачанные реагенты в призабойной зоне на реакцию. Причем в качестве кислотного состава используют смесь соляной и уксусной кислот с кислородсодержащим растворителем, в качестве кислородсодержащего растворителя используют смеси изопропилового спирта с гликолями или целлозольвами.

Используемые растворители - взаимные растворители - это соединения, обладающие неограниченной растворимостью как в нефти, так и в воде. Такими свойствами обладают кислородсодержащие растворители: одно- и двухатомные спирты, эфиры спиртов, альдегиды или их смеси.

Примерами взаимных растворителей могут служить смеси изопропилового спирта с гликолями или с целлозольвами.

Взаимные растворители снижают поверхностное натяжение водных растворов на границе с углеводородами вплоть до нуля, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых флюидов, то есть предотвращают образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации.

В отличие от ПАВ взаимные растворители обладают термической стабильностью и сохраняют указанное свойство при 90^oС и выше. Использование взаимного растворителя в качестве буфера очищает обрабатываемые поры и каналы фильтрации от пластовой воды и нефти, удаляет с поверхности породы рыхлосвязанную воду и пленку нефти, увеличивая тем самым площадь поверхности, контактирующей с закачиваемым вслед за буфером кислотным составом, и улучшая условия фильтрации кислоты в узкие слабопроницаемые капилляры.

Введение уксусной кислоты в кислотный состав позволяет сохранить остаточную кислотность на уровне, достаточном для удержания в растворенном состоянии потенциальных осадкообразующих компонентов. Это определяется тем, что уксусная кислота практически не растворяет терригенные породы, а с карбонатами взаимодействует медленно, и это взаимодействие при пониженной карбонатности обрабатываемых пластов мало влияет на сохранение остаточной кислотности.

Введение взаимного растворителя в кислотный состав, помимо отмеченного выше снижения поверхностного натяжения на границе с углеводородами, замедляет скорость взаимодействия кислоты с породой, что позволяет продавить активную кислоту на большее расстояние от ствола скважины, то есть увеличить глубину обрабатываемой зоны. Это особенно важно в условиях температур более 80^oС, при которых соляная кислота в обычных водных растворах расходуется на взаимодействие с породой в течение нескольких минут с начала контакта.

Закачка водного раствора уксусной кислоты пониженной концентрации вслед за основным кислотным составом позволяет, во-первых, поддержать уровень рН среды в зоне реакции, исключающий вторичное осадкообразование, во-вторых, разбавить отработанные растворы, что дополнительно снижает риск образования осадков, и ,в третьих, вытеснить отработанный раствор из зоны обработки.

Использование взаимного растворителя в качестве последующего буфера способствует удалению воды, внесенной в призабойную зону кислотным составом и водным раствором уксусной кислоты, что особенно важно в низкопроницаемых заглинизированных гидрофильных коллекторах. Кроме того, благодаря снижению поверхностного натяжения на границе пластовых флюидов и закачанных в пласт реагентов улучшаются условия выноса из зоны обработки отработанных реагентов, рыхлосвязанной пластовой воды, а также продуктов реакции и мелких твердых частиц.

Динамический режим обработки, то есть безостановочная закачка реагентов в призабойную зону и освоение скважины сразу после закачки второй буферной жидкости исключает адсорбцию на поверхности пор и каналов фильтрации вторичных осадков и гелей, образующихся в результате реакции кислоты с породой, а также мелких частиц, оторвавшихся от скелета породы или цементирующих материалов.

В заявляемом способе каждая технологическая операция (закачка первого буфера взаимного растворителя, кислотного состава с добавлением уксусной кислоты и того же растворителя, водного раствора уксусной кислоты, второго буфера взаимного растворителя, динамический безостановочный режим закачки и освоения скважины) проявляет свои функции с получением комплексного синергетического эффекта.

Все реагенты, используемые в заявляемом способе, выпускаются отечественной промышленностью:

- изопропиловый спирт, ГОСТ 9805-94;

- этиленгликоль, 10164-75;

- бутилцеллозольв, ТУ 6-01-646-84;

- уксусная кислота, ГОСТ 6968-76;

- соляная кислота техническая ТУ 6-01-714-77;

- плавиковая кислота ГОСТ 48-5-184-78.

В условиях скважины способ осуществляется следующим образом.

Через спущенные до интервала перфорации насосно-компрессорные трубы в призабойную зону пласта закачивают первый буфер взаимного растворителя из расчета 1-2 м³ на 1 м перфорированного интервала пласта. Следом за этим буфером в призабойную зону закачивают кислотный состав, содержащий соляную и уксусную кислоты и взаимный растворитель, из расчета 0,8-3,0 м³ на 1 м интервала перфорации. Кислотный состав через те же насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт водным раствором уксусной кислоты из расчета его расхода 0,5-1,5 м³ на 1 м интервала перфорации. Последним закачивают второй буфер взаимного растворителя из расчета его расхода 0,5-1,5 ³ на 1 м перфорированного интервала. Сразу после продавки в пласт последней порции второго буфера взаимного растворителя скважину осваивают фонтаном или компрессором и отбирают из нее жидкость в объеме, превышающем в 3-4 раза объем закачанных в пласт реагентов.

Наибольшую эффективность предложенный способ будет проявлять в случае, если закачку кислотного состава в пласт, а особенно откачку из зоны обработки отработанных растворов, проводят в режиме попеременных репрессий и депрессий на пласт. Указанный режим может осуществляться с применением пневматического глубинного насоса замещения (свидетельство на полезную модель RU 13072 U1, кл. 7 F 04 F 1/04, 2000 г.). В данном случае способ осуществляется следующим образом.

В интервал перфорации на насосно-компрессорных трубах опускается пневматический глубинный насос замещения. В межтрубное пространство скважины (пространство между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной) последовательно закачивают первый буфер взаимного растворителя из расчета 1-2 м³ на 1 м перфорированного интервала пласта. Следом за этим буфером в призабойную зону закачивают кислотный состав, содержащий соляную и уксусную кислоты и взаимный растворитель, из расчета 1-3 м³ на 1 м интервала перфорации, затем водный раствор уксусной кислоты из расчета 0,8-2,0 м³ на 1 м интервала перфорации и второй буфер взаимного растворителя из расчета 1-3 м³ на 1 м перфорированного интервала. Реагенты доводят до интервала перфорации закачкой в межтрубное пространство продавочной жидкости, в качестве которой предпочтительно применять нефть, и продавливают в пласт.

Продавку в пласт последнего буфера взаимного растворителя периодически, после продавки порции 1,0-1,5 м³, останавливают. При этом динамика движения закачанных в призабойную зону реагентов не нарушается, так как при остановке продавки и соответственно снижении давления в межтрубном пространстве срабатывает клапанное устройство насоса и вызывается приток жидкости из пласта в насос и на поверхность. После истечения из скважины 1-2 м³ жидкости процесс нагнетания взаимного растворителя в при забойную зону возобновляют. При росте давления клапанное устройство насоса прекращает подачу жидкости на поверхность и свежая порция растворителя нагнетается в призабойную зону. Циклы продувок повторяют до полной закачки заданного объема взаимного растворителя, после чего скважину отрабатывают через глубинный насос в объеме не менее 3-4 объемов закачанных в пласт реагентов.

Эффективность предложенного способа подтверждается лабораторными исследованиями, выполненными на установке физического моделирования призабойной зоны нефтяного пласта FFES-655 производства фирмы "CORETEST SYSTEMS, INC.", USA.

Пример 1. Через колонку, составленную из трех естественных кернов пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 40,6% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения 0,0062 мкм², при 95^oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,3 МПа последовательно прокачали:

1 поровый объема взаимного растворителя, представляющего собой смесь этиленгликоля и изопропилового спирта в объемном соотношении 1:1;

3 поровых объема кислотного состава, содержащего 9% соляной кислоты, 1,5% уксусной кислоты, 10% вышеуказанного взаимного растворителя, вода - остальное;

1,5 порового объема 1,5%-ного водного раствора уксусной кислоты;

0,8 порового объема того же взаимного растворителя.

Не выдерживая керны на реакции, сразу после прокачки реагентов через колонку, в обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали 3 поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮB₁ Нивагальского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,0081 мкм², что в 1,3 раза выше начальной.

Пример 2. Через колонку, составленную из трех естественных кернов пласта ЮВ₁ Лас-Еганского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 43,9% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Лас-Еганского месторождения 0,0026 мкм², при 95^oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,5 МПа последовательно прокачали:

0,8 порового объема взаимного растворителя, представляющего смесь изопропилового спирта и бутилцеллозольва в объемном соотношении 2:3;

2,8 порового объема кислотного состава, содержащего 6% соляной кислоты, 3% уксусной кислоты, 15% вышеуказанного взаимного растворителя, вода - остальное;

1,2 порового объема 3%-ного водного раствора уксусной кислоты;

1 поровый объема того же взаимного растворителя.

Не выдерживая керны на реакцию, сразу после прокачки реагентов через колонку, в обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали 3 поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Лас-Еганского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,0032 мкм², что в 1,2 раза выше начальной.

Пример 3 (прототип). Через колонку, составленную из трех естественных кернов пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 42,4% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮB₁ Нивагальского месторождения 0,0048 мкм², при температуре 95^oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,5 МПа последовательно прокачали:

1 поровый объема буферной жидкости, представляющей смесь изопропилового спирта и газового бензина в объемном соотношении 1:1;

2,8 порового объема кислотного состава, содержащего 12% соляной кислоты, 40% изопропилового спирта, вода - остальное;

0,8 порового объема буферной жидкости - газового бензина.

Керны выдержали на реакцию в течение 6 ч, после чего в обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали через них 3 поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,0039 мкм², что в 1,2 раза ниже начальной.

Из приведенных примеров видно, что предлагаемый способ значительно эффективнее решения по прототипу, так как при его применении проницаемость породы для нефти увеличивается в 1,2-1,3 раза, в то время как известный способ, напротив, снижает ее в 1,2 раза.

Применение предложенного способа обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья, согласно приведенным выше результатам исследований, за счет повышения фазовой проницаемости для нефти и улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны увеличит дебиты скважин в 1,2-1,3 раза.