RU2186962C2 - Способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчанистых коллекторов - Google Patents

Abstract

Изобретение предназначено для повышения производительности нефтяных скважин. Сущность изобретения: в пласт последовательно закачивают гидрофобизирующую буферную жидкость, кислотный состав и последующую буферную жидкость, при этом закачку проводят в динамическом режиме, не оставляя закачанные реагенты в призабойной зоне на реакцию. В качестве основной растворяющей жидкости используют смесь соляной кислоты или глинокислоты с кислородсодержащим растворителем, способным одинаково хорошо смешиваться как с водой, так и с нефтью и представляющим собой смеси одноатомных спиртов, или гликолей, или целлозольвов. В качестве предварительной гидрофобизирующей буферной жидкости применяют раствор соединений из класса органосиланов или органосилоксанов в кислородсодержащем растворителе, а в качестве последующей буферной жидкости используют кислородсодержащий растворитель. Технический результат: увеличение дебита скважин в 1,4-1,8 раза. 2 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области повышения производительности нефтедобывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые песчанистые коллекторы.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, в котором в пласт последовательно закачивают буферную жидкость на углеводородной основе, представляющую собой смесь бензина и изопропилового спирта, водный раствор соляной кислоты или глинокислоты в смеси со спиртом и вторую буферную жидкость, в качестве которой используют бензин, содержащий смесь предельных углеводородов от С₃ и выше, после чего скважину оставляют на реакцию и затем осваивают компрессором (см. патент RU 2042807, МПК Е 21 В 43/27, 1995).

Недостатком способа является низкая эффективность воздействия на низкопроницаемые коллекторы, так как используемые буферные жидкости на углеводородной основе незначительно улучшают условия фильтрации в пласт для кислотного состава, несущественно замедляют скорость реакции кислоты с породой при температурах от 90^oС и выше и не позволяют эффективно удалять из обработанной зоны продукты реакции кислоты с породой.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что в пласт последовательно закачивают буферную жидкость - дизельное топливо с добавкой катионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ) ГИПХ-3, соляную кислоту с добавкой ГИПХ-3 и превоцела NG-12 или неонола АФ₉-12, и продавочную жидкость. После закачки реагентов скважину выдерживают на реагирование и второй буферной жидкостью, содержащей малоконцентрированный раствор соляной кислоты с добавкой неионогенного ПАВ, рабочий раствор кислотного состава вместе с продуктами реакции продавливают от призабойной зоны в глубь пласта (см. Есипенко А.И. и др. Комплексный подход к решению проблем кислотных обработок на месторождениях Западной Сибири, - Нефтепромысловое дело, 1995, 7, с.28-32).

Недостатком известного способа является то, что эффект гидрофобизации и замедления скорости реагирования кислоты с породой зависит от термической стабильности катионоактивного ПАВ ГИПХ-3 и проявляется только при температурах не выше 80^oС. Введение в кислотный состав катионоактивного ПАВ НИПХ-3 и неионогенного ПАВ превоцел NG-12 или неонол АФ₉-12 с целью снижения межфазного натяжения на границе кислотного раствора с углеводородами нефти и повышения проникающей способности состава в низкопроницаемые капилляры также эффективно при температурах не выше 80^oС, поскольку указанные ПАВ при более высоких температурах "высаливаются" из раствора или подвергаются термической деструкции. Во время выдержки на реагировании кислоты с породой пласта при температурах 90^oС и выше происходит интенсивный расход кислоты и образование вторичных осадков и гелей, которые уже не растворимы в кислоте. В связи с этим использование в качестве второго буфера кислоты пониженной концентрации для удаления из призабойной зоны в глубь пласта отработанной кислоты и продуктов ее реакции в указанных условиях не эффективно.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки высокотемпературных низкопроницаемых песчанистых коллекторов путем увеличения глубины обработки пласта за счет замедления скорости реакции кислоты с породой, увеличения проникающей способности кислотного состава в низкопроницаемый коллектор и улучшения удаления из обработанной зоны отработанной кислоты и продуктов реакции.

Поставленная задача решается тем, что в пласт последовательно закачивают буферную жидкость, представляющую собой раствор кремнийорганического гидрофобизатора в кислородсодержащем растворителе, кислотный состав, содержащий соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот и кислородсодержащий растворитель, и последующую буферную жидкость - кислородсодержащий растворитель, а обработку проводят в динамическом режиме без выдержки на реакцию, не допуская остановок на стадиях закачки и освоения, а также между ними.

В качестве кремнийорганических гидрофобизаторов используют соединения из числа органосиланов или органосилоксанов, содержащих функциональные группы, химически взаимодействующие с кристаллизованной водой или гидроксильными группами минералов породы. Примерами таких соединений могут служить мономеры органохлорсиланов, мономеры и олигомеры органоэтоксисиланов и 2 силоксанов или органоэтоксихлорсилоксанов, функциональными группами в которых являются связанный с кремнием хлор или этоксигруппа. При взаимодействии таких групп с кристаллизованной водой или гидроксильными группами минералов посредством реакции гидролитической конденсации, кремнийорганическое соединение адсорбируется на поверхности породы через химическую связь. В результате на поверхности образуется жестко связанная с ней мономолекулярная пленка. Указанные кремнийорганические соединения, а также образующая пленка, термостабильны в интервале температур 0-200^oС, что выгодно отличает их от других гидрофобизаторов. В приведенных ниже примерах, отражающих эффективность предложенного способа, в качестве кремнийорганических гидрофобизаторов использованы триметилхлорсилан и Продукт 119-204, представляющий смесь олигомеров метилэтилэтоксихлорсилоксанов.

В качестве кислородсодержащих растворителей используют соединения, обладающие неограниченной растворимостью, как в нефти, так и в воде. Такими свойствами обладают одно- и двухатомные спирты, эфиры спиртов, альдегиды или их смеси. Примерами растворителей могут служить бутилцеллозольв, его смесь с изопропиловым спиртом, смеси изопропилового, изобутилового спиртов с гликолями. Эти 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 кислородсодержащие растворители обладают термической стабильностью и сохраняют указанное свойство при температурах от 90^oС и выше.

Использование раствора кремнийорганического гидрофобизатора в кислородсодержащем растворителе в качестве предварительного буфера очищает обрабатываемые поры и каналы фильтрации от пластовой воды и нефти, улучшая условия фильтрации и проницающую способность кислоты, удаляет рыхлосвязанную воду и создает на поверхности пор и каналов фильтрации тонкую защитную пленку, позволяющую за счет эффекта гидрофобизации значительно замедлить скорость взаимодействия кислоты с породой и увеличить глубину ее закачки в активном состоянии. Это особенно важно в условиях температур более 80^oС, при которых соляная, а особенно плавиковая кислоты в обычных водных растворах расходуются на взаимодействие с породой в течение нескольких минут с начала контакта.

Введение кислородсодержащего растворителя в кислотный состав дополнительно увеличивает проникающую способность состава, снижает активность кислоты и способствует снижению скорости взаимодействия кислоты с породой, что позволяет не только увеличить глубину обрабатываемой зоны, но и замедлить вторичное осадко- и гелеобразование продуктов реакции.

Использование кислородсодержащего растворителя в качестве последующего буфера способствует удалению воды, внесенной в призабойную зону кислотным составом, а благодаря снижению поверхностного натяжения на границе пластовых флюидов и закачанных в пласт реагентов улучшаются условия выноса из зоны обработки отработанных реагентов, продуктов реакции и мелких твердых частиц и облегчается последующая фильтрация нефти.

Динамический режим обработки, то есть безостановочная закачка реагентов в призабойную зону и освоение скважины сразу после закачки последней порции 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 - раствора кремнийорганического гидрофобизатора в кислородсодержащем растворителе, закачка кислотного состава с добавлением того же растворителя, второго буфера кислородсодержащего 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:
- Триметилхлорсилан технический, ОСТ 6-02-59-77;
- Продукт 119-204, ТУ 6-02-1294-84;
- Этиленгликоль, ГОСТ 10164-75;
- Изобутиловый спирт, ГОСТ 9536-79Е;
- Изопропиловый спирт, ГОСТ 9805-94;
- Бутилцеллозольв, ТУ 6-01-646-84;
- 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 кислородсодержащего растворителя с кремнийорганическим гидрофобизатором из расчета 1,0-2,0 м³ на 1 м перфорированного интервала пласта. Следом за этим буфером в призабойную зону закачивают кислотный состав, содержащий соляную кислоту или глинокислоту и кислородсодержащий растворитель из расчета 0,8-2,0 м³ на 1 м интервала перфорации. Кислотный состав через те же насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт вторым буфером кислородсодержащего растворителя из расчета его расхода 0,5-1,5 м³ на 1 метр перфорированного интервала. Сразу после продавки в пласт последней порции второго буфера кислородсодержащего растворителя скважину осваивают фонтаном или компрессором и отбирают из нее жидкость в объеме, превышающем в 3-4 раза объем 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 двух естественных кернов пласта ЮВ₁ Покамасовского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 27,3% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Покамасовского месторождения 0,038 мкм², при температуре 90^oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,3 МПа последовательно прокачали:
- 1,0 порового объема 3%-ного раствора Продукта 119-204 в кислородсодержащем растворителе, представляющем собой смесь этиленгликоля, изобутилового и изопропилового спиртов в объемном соотношении 1:1:1;
- 1,2 порового объема кислотного состава, содержащего 7% соляной кислоты, 0,5% плавиковой кислоты, 20% вышеуказанного кислородсодержащего растворителя, вода - остальное;
- 0,5 порового объема того же кислородсодержащего растворителя.

Не выдерживая керны на реакции с кислотным составом, сразу после прокачки реагентов через колонку, в обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали 3 поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Покамасовского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,068 мкм², что в 1,8 раза выше начальной.

Пример 2
Через колонку, составленную из трех естественных кернов пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 23,2% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения 0,064 мкм² при температуре 95^oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,5 МПа последовательно прокачали:
- 0,8 порового объема 1%-ного раствора триметилхлорсилана в кислородсодержащем растворителе, представляющем собой смесь изопропилового спирта и бутилцеллозольва в объемном соотношении 1:4;
- 0,8 порового объема кислотного состава, содержащего 9% соляной кислоты, 15% вышеуказанного растворителя, вода - остальное;
- 0,4 порового объема того же кислородсодержащего растворителя.

Не выдерживая керны на реакции с кислотным составом, сразу после прокачки реагентов через колонку, в обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали 3 поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,089 мкм², что в 1,4 раза выше начальной.

Пример 3 (прототип)
Через колонку, составленную из трех естественных кернов пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения, имеющую остаточную водонасыщенность 24,4% и фазовую проницаемость по изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения 0,042 мкм², при температуре 95^oС и внутрипоровом (пластовом) давлении 10,5 МПа последовательно прокачали:
- 1,0 порового объема 10%-ного раствора гИПХ-3 в дизельном топливе;
- 1,0 порового объема кислотного состава, содержащего 12% соляной кислоты, 0,2% ГИПХ-3, 0,02% превоцела NG-12, вода - остальное;
- Керны выдержали на реакции с кислотным составом в течение 6 часов, после чего в том же направлении прокачали через них 2,5 порового объема кислотного состава, содержащего 3% соляной кислоты и 0,05% превоцела NG-12.

В обратном направлении при тех же пластовых условиях прокачали через керны 3 поровых объема изовискозной модели нефти пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения и после этого определили по ней проницаемость кернов. Она составила 0,043 мкм², что в лишь 1,02 раза выше начальной.

Из приведенных примеров видно, что предлагаемый способ значительно эффективнее решения по прототипу, так как при его применении проницаемость породы для нефти увеличивается в 1,4-1,8 раза, в то время как известный способ практически ее не повышает.

Применение предложенного способа обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчанистых коллекторов, согласно приведенным выше результатам исследований, за счет повышения фазовой проницаемости для нефти и улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны увеличит дебиты скважин в 1,4-1,8 раза.

Claims (3)

1. Способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчанистых коллекторов путем последовательной закачки в пласт гидрофобизирующей буферной жидкости, кислотного состава и последующей буферной жидкости, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизирующей буферной жидкости используют раствор кремнийорганического гидрофобизатора в кислородсодержащем растворителе, в качестве кислотного состава используют смесь соляной кислоты или глинокислоты с кислородсодержащим растворителем, в качестве последующей буферной жидкости используют кислородсодержащий растворитель, при этом закачку реагентов производят в динамическом режиме, а освоение скважины осуществляют сразу после закачки последующей буферной жидкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганического гидрофобизатора используют соединения из числа органосиланов или органосилоксанов, содержащих функциональные группы, химически взаимодействующие с кристаллизованной водой или гидроксильными группами минералов породы.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислородсодержащего растворителя используют смесь бутилцеллозольва с изопропиловым спиртом, смесь этиленгликоля с изопропиловым и изобутиловым спиртом.