RU2191260C2

RU2191260C2 - Способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов юрских отложений широтного приобья

Info

Publication number: RU2191260C2
Application number: RU2000119863A
Authority: RU
Inventors: Ю.В. Земцов; Р.Н. Фахретдинов; В.Н. Сергиенко; Т.С. Новоселова; А.Г. Газаров; В.А. Жуков
Priority date: 2000-07-25
Filing date: 2000-07-25
Publication date: 2002-10-20

Abstract

Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области повышения производительности нефтедобывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые алевролитоглинистые коллекторы юрских отложений Широтного Приобья. Техническим результатом 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. 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. 2 з.п. ф-лы.

Description

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 м³ 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.

Claims

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.