RU2551612C1 - Способ кислотной обработки нефтяного пласта - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных нефтяных пластов с естественной трещиноватостью горизонтальными скважинами с применением большеобъемной кислотной обработки при наличии вблизи горизонтальных стволов водонасыщенных пропластков. Технический результат - увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет повышения охвата пласта воздействием. Способ кислотной обработки нефтяного пласта включает проведение в открытом горизонтальном стволе скважины геофизических исследований по определению пересекаемых стволом в пласте нарушений - трещин, разломов, каверн, спуск в горизонтальный ствол на колонне труб фильтров с переменной плотностью перфорации, установку пакеров, закачку в горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу. Причем один пакер устанавливают до открытого ствола между обсадной колонной и колонной труб, а остальные пакеры - набухающие пакеры - в открытом стволе размещают в местах пересечения стволом нарушений. Для каждого нарушения подбирают пакер длиной, превышающей ширину нарушения, определяемую по геофизическим кривым, не менее чем в десять раз. В колонны труб закачивают с концентрацией 10-20% объем соляной кислоты из расчета 5-30 м³ на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением P_у=(0,008…0,011)·H, МПа, где H - средняя глубина пласта, м. Перфорационные отверстия фильтров выполняют круглыми с диаметром отверстий 5-10 мм, одинаковыми вдоль всего ствола. Плотность перфорации фильтров для каждого участка, образуемого между пакерами, а также между пакером и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре, которую, в свою очередь, определяют через коэффициент гидродинамического совершенства исходя из соотношения: $$$$

$$\frac{{\text{k}}_{\text{1}}\cdot {\text{h}}_{\text{1}}}{\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{1}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{1}}}=\frac{{\text{k}}_{\text{2}}\cdot {\text{h}}_{\text{2}}}{\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{2}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{2}}}=\mathrm{...}=\frac{{\text{k}}_{\text{n}}\cdot {\text{h}}_{\text{n}}}{\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{n}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{n}}}$$

, где C₁, C₂, C_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия каждого n-го участка вдоль горизонтального ствола скважины; l₁, l₂, l_n - длина n-го участка, м; k₁, k₂, k_n - средняя проницаемость n-го участка, м²; h₁, h₂, h_n - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, м; r_c - радиус скважины, м. 2 ил., 2 пр.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных нефтяных пластов с естественной трещиноватостью горизонтальными скважинами с применением большеобъемной кислотной обработки при наличии вблизи горизонтальных стволов водонасыщенных пропластков.

Известен способ поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины, включающий спуск в скважину колонны труб с пакерами и клапаном на конце колонны, прокачку кислоты по колонне труб, перекрытие пакерами интервала обработки пласта и задавку в него под давлением кислоты. В известном способе по всей длине прохождения открытого горизонтального ствола через продуктивный пласт путем проведения геофизических исследований определяют пористость, проницаемость и нефтенасыщенность приствольной зоны, по которым устанавливают интервалы с пониженной проницаемостью, оценивают степень кавернозности на их концах и диаметр ствола, в нижнюю часть колонны труб перед спуском ее в скважину вводят трубную компоновку с управляемыми через колонну труб гидравлическими пакерами на обоих концах компоновки и с радиальным сквозным калиброванным каналом в трубе компоновки, а в качестве клапана на конце трубной компоновки устанавливают кольцевое седло под запорный шар, спускают колонну труб с трубной компоновкой в горизонтальный ствол скважины до забоя, при незапакерованных пакерах производят промывку горизонтального ствола скважины, вслед за этим через колонну труб в скважину закачивают кислоту в объеме, равном объему первого интервала обработки, после чего в колонну труб сбрасывают запорный шар, запакеровывают с обоих концов первый от забоя интервал горизонтального ствола скважины с пониженной проницаемостью, задавливают кислоту в пласт и оставляют скважину на реакции, затем оба пакера распакеровывают, путем проведения обратной промывки удаляют продукты реакции из ствола скважины и одновременно поднимают запорный шар на поверхность скважины, после чего колонну труб с трубной компоновкой путем приподнимания переводят в обратном от забоя направлении в зону второго от забоя намеченного к обработке интервала с пониженной проницаемостью, затем, как и при обработке первого интервала, начиная с операции промывки ствола скважины при незапакерованных пакерах и заканчивая операцией удаления продуктов реакции с подъемом запорного шара на поверхность скважины, производят аналогичные операции в указанной выше последовательности, при этом перевод колонны труб с трубной компоновкой от одного интервала с пониженной проницаемостью к другому для их обработки производят также путем приподнимания колонны труб с трубной компоновкой. Дополнительно запакеровывание пакеров на обоих концах подлежащего обработке интервала горизонтального ствола скважины с пониженной проницаемостью и задавливание кислоты в пласт производят одновременно. Устройство включает колонну труб с пакерами и клапаном на конце колонны. В нижнюю часть колонны труб введена трубная компоновка, на обоих концах которой установлены управляемые через колонну труб гидравлические пакеры, в трубе компоновки между пакерами выполнен радиальный сквозной калиброванный канал из условия задавливания кислоты в пласт обрабатываемого интервала и возможности раскрытия гидравлических пакеров, а на конце трубной компоновки в качестве клапана установлено кольцевое седло для сбрасываемого с поверхности в колонну труб шара. Дополнительно расстояние между пакерами на трубной компоновке выполнено соответствующим для всех подлежащих обработке интервалов с пониженной проницаемостью с учетом степени кавернозности на их концах и диаметров ствола (патент РФ № 2247832, кл. Е21 В43/27, опубл. 10.03.2005).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке трещиноватых пластов с наличием поблизости водоносных пропластков. Прорыв воды приводит к снижению коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин и скважин с горизонтальными участками, интенсификацию добычи нефти закачкой соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В извесном способе горизонтальные участки проводят по рядам вертикальных добывающих скважин, закачку кислоты производят последовательно в вертикальные скважины, по которым проведен горизонтальный участок, начиная от скважины, ближайшей к забою горизонтального участка, с созданием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивают кислоту, и горизонтальным участком, по прошествии времени на реакцию кислоты отбирают продукты реакции из ствола скважины с горизонтальным участком, затем осуществляют отсечение части горизонтального участка с образованием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивали кислоту, и соответствующей ей частью горизонтального участка (патент РФ № 2448240, кл. Е21 В43/00, опубл. 20.04.2012 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке неоднородных пластов с нарушениями. Также для повышения охвата пласта воздействием в горизонтальных скважинах необходимо закачивать большие объемы кислоты, т. е. проводить большеобъемные кислотные обработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи пласта посредствам увеличения коэффициента охвата.

Задача решается тем, что в способе кислотной обработки нефтяного пласта, включающем проведение в открытом горизонтальном стволе скважины геофизических исследований по определению пересекаемых стволом в пласте нарушений (трещин, разломов, каверн), спуск в горизонтальный ствол на колонне труб фильтров с переменной плотностью перфорации, установку пакеров, закачку в горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу, согласно изобретению один пакер устанавливают до открытого ствола между обсадной колонной и колонной труб, остальные пакеры - набухающие - в открытом стволе, которые размещают в местах пересечения стволом нарушений, причем для каждого нарушения подбирают пакер длиной, превышающей ширину нарушения, определяемую по геофизическим кривым, не менее чем в десять раз, в колонны труб закачивают с концентрацией 10-20% объем соляной кислоты из расчета 5-30 м³ на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением P_у=(0,008…0,011)·H, МПа, где H - средняя глубина пласта, м, причем перфорационные отверстия фильтров выполняют круглыми с диаметром отверстий 5-10 мм, одинаковыми вдоль всего ствола, а плотность перфорации фильтров для каждого участка, образуемого между пакерами, а также между пакером и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре, которую, в свою очередь, определяют через коэффициент гидродинамического совершенства исходя из соотношения:

$$$$

$$\frac{{\text{k}}_{\text{1}}\cdot {\text{h}}_{\text{1}}}{\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{1}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{1}}}=\frac{{\text{k}}_{\text{2}}\cdot {\text{h}}_{\text{2}}}{\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{2}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{2}}}=\mathrm{...}=\frac{{\text{k}}_{\text{n}}\cdot {\text{h}}_{\text{n}}}{\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{n}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{n}}}$$

,

где C₁, C₂, C_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия каждого n-го участка вдоль горизонтального ствола скважины;

l₁, l₂, l_n - длина n-го участка, м; k₁, k₂, k_n - средняя проницаемость n-го участка, м²; h₁, h₂, h_n - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, м; r_c - радиус скважины, м.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу карбонатной нефтяной залежи, разрабатываемой горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает охват пласта воздействием. Для того чтобы повысить охват пласта и увеличить зону дренирования, применяют закачку в пласт кислоты, которая растворяет карбонатные соединения, образуя «червоточины». Однако наличие в пласте различных нарушений и присутствие поблизости от нефтяного пласта водоносных пластов может привести к тому, что кислотная обработка окажется не эффективной. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить кислотную обработку в таких условиях. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного пласта посредствам увеличения коэффициента охвата. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 приведена схема участка пласта нефтяной залежи с расположенным на ней горизонтальным стволом скважины и с проведением большеобъемной кислотной обработки. На фиг. 2 представлены графики В.И.Щурова для определения значений коэффициентов гидродинамического совершенства скважин. Принятые обозначения: 1 - продуктивный нефтяной пласт, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - открытый горизонтальный ствол, 4, 5 - нарушения (трещины 4, каверны 5, разломы и пр.), 6 - колонна труб, 7 - фильтры с переменной плотностью перфорации, 8 - пакер для герметизации межтрубного пространства, 9 - обсадная колонна, 10 - набухающие пакера, 11 - «червоточины» от кислотной обработки, 12 - затрубное пространство, l₁, l₂, l_n - длина n-го участка, k₁, k₂, k_n - средняя проницаемость n-го участка, h₁, h₂, h_n - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, Z₁, Z₂ - ширина нарушений, S₁, S₂ - длины пакеров, С - коэффициент гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия, n - число перфорационных отверстий на 1 м длины, D - диаметр фильтра, м; кривые 1-10 - отношение диаметра перфорационного канала к его длине соответственно от 0,01 до 0,1.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, продуктивный пласт 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатными отложениями, вскрыт горизонтальной добывающей скважиной 2 с открытым стволом 3 в продуктивной части пласта 1. Согласно геофизическим исследованиям вдоль горизонтального ствола 3 скважины 2 выделяют нарушения: трещины 4, каверны 5 и пр.

Горизонтальную скважину 2 глушат и на колонне труб 6 спускают фильтры 7 с переменной плотностью перфорации. Пакер 8 устанавливают до открытого ствола 3 между обсадной колонной 9 и колонной труб 6 для предотвращения попадания кислоты в межтрубное пространство. В открытом стволе 3 размещают в местах пересечения стволом 3 нарушений 4, 5 набухающие пакера 10. Причем для каждого нарушения подбирают пакер длиной Z, превышающей ширину нарушения S, определяемую по геофизическим кривым, не менее чем в десять раз. Согласно исследованиям это позволяет исключить попадание в ствол скважины воды в случае, если нарушения связаны с водоносными пластами. Очевидно, что пакера 10 имеют стандартный ряд размеров в зависимости от компании-производителя. Так, например, для пакеров фирмы ТАМ стандартный ряд длин уплотнения пакеров составляет в футах: 3' (0,9 м), 5' (1,5 м), 10' (3,1 м), 20' (6,1 м). Таким образом, в зависимости от ширины нарушения S подбирают пакер из данного ряда такой длины Z, чтобы Z ≥ 10·S. При этом в случае нарушений значительной ширины, например, если исследованиями выявили сеть крупных трещин, идущих параллельно с небольшим расстоянием между собой (0,1-0,5 м) и общей шириной S=1 м, в этом случае устанавливают последовательно два 20-футовых пакера 10 (длина Z составит 12,2 м). В основном же ширина одиночных протяженных трещин составляет миллиметры, поэтому 3-футовый пакер наиболее востребован.

Плотность перфорации n фильтров 7 для каждого участка, образуемого между пакерами 10, между пакером 8 и 10, а также между пакером 10 и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре. Согласно исследованиям это позволяет свести к минимуму прорыв воды из трещин 4, каверн 5, разломов (при наличии в них воды) в ствол 3 скважины 2, тогда как одинаковая плотность перфорации в большинстве случаев приводит к тому, что «червоточины» 11 от кислотной обработки соединяются с нарушениями 4, 5.

Значение плотности перфорации n в центре каждого участка определяют, используя следующий подход. В общем случае для n-го участка пласта (или n-го фильтра), приняв его за точечный источник, при закачке кислоты можно по формуле Дюпюи записать:

$${\text{q}}_{\text{n}}=\frac{\text{2π}\cdot {\text{k}}_{\text{n}}\cdot {\text{h}}_{\text{n}}\cdot \text{ΔP}}{\text{μ}\cdot \text{(Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{n}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{n}}\text{)}}$$

, (1)

где q_n - приемистость n-го участка пласта, м³/с;

k_n - средняя проницаемость n-го участка, м²;

h_n - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, м;

∆Р - репрессия при закачке кислоты, Па;

µ - вязкость нефти в пластовых условиях, Па*с;

C_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

l_n - длина n-ого участка, м;

r_c - радиус фильтра, м.

Для равномерной кислотной обработки необходимо, чтобы приемистость на каждом участке была одинакова. Исходя из этого уравнение (1) для каждого интервала имеет вид:

$$\frac{\text{2π}\cdot {\text{k}}_{\text{1}}\cdot {\text{h}}_{\text{1}}\cdot \text{ΔP}}{\text{μ}\cdot \text{(Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{1}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{1}}\text{)}}=\frac{\text{2π}\cdot {\text{k}}_{\text{2}}\cdot {\text{h}}_{\text{2}}\cdot \text{ΔP}}{\text{μ}\cdot (\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{2}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{2}})}=\mathrm{...}=\frac{\text{2π}\cdot {\text{k}}_{\text{n}}\cdot {\text{h}}_{\text{n}}\cdot \text{ΔP}}{\text{μ}\cdot (\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{n}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{n}})}$$

откуда, приняв, что репрессия на всем участке ствола одинакова, получим соотношение:

$$\frac{{\text{k}}_{\text{1}}\cdot {\text{h}}_{\text{1}}}{\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{1}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{1}}}=\frac{{\text{k}}_{\text{2}}\cdot {\text{h}}_{\text{2}}}{\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{2}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{2}}}=\mathrm{...}=\frac{{\text{k}}_{\text{n}}\cdot {\text{h}}_{\text{n}}}{\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{n}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{n}}}$$

(2)

Далее задаются одинаковыми вдоль всего ствола перфорационными отверстиями фильтров с круглым сечением диаметром 5-10 мм. Согласно расчетам это позволяет оптимально проводить кислотную обработку. Если диаметр отверстий менее 5 мм, то последующий, после кислотной обработки, пуск скважины в работу приводит к забиванию отверстий механическими примесями. Если диаметр отверстий более 10 мм, то поток кислоты, при ее закачке, выходит из отверстий с низкой скоростью, что не позволяет «червоточинам» 11 проникать глубоко в пласт.

Для одного из участков (например, первого) принимают максимальную плотность перфорации в центре фильтра n₁. Зная n₁ и диаметр отверстий, по графикам В.И.Щурова (фиг. 2) определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия C₁. По формуле (2) рассчитывают значения C₂…C_n для каждого участка. Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют для каждого участка, зная C₂…C_n и диаметр перфорационных отверстий, плотность перфораций n₂…n_n.

Так, например, получили для фильтров одного из участков максимальную плотность перфорации в центре n_n=10 отв./м. Длина участка составляет, например, l_n=100 м. Тогда, учитывая, что на периферии участка плотность перфорации равна нулю, уменьшение плотности перфорации на одно отверстие от центра к периферии должно происходить каждые l_n/(2·n_n)=100/(2·10)=5 м.

Согласно расчетам такое распределение перфорационных отверстий позволяет достигать максимального коэффициента охвата при большеобъемной кислотной обработке и соответственно максимального нефтеизвлечения.

Далее компонуют колонны труб 6 фильтрами 7 с данными параметрами перфорации и пакерами 8, 10 и спускают в открытый ствол 3 скважины 2. Пакер 8 (например, механический) устанавливают и запакеровывают. Пакера 10, например, водонабухающие, под действием воды, содержащейся в жидкости, постепенно набухают, герметизируя затрубное пространство 12 в местах нарушений 4, 5.

В колонны труб 6 закачивают с концентрацией 10-20% объем соляной кислоты из расчета 5-30 м³ на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением P_у=(0,008…0,011)·H, МПа, где H - средняя глубина пласта, м.

Значения коэффициентов (0,008…0,011) для расчета устьевого давления, а также удельный объем кислоты 5-30 м³/м получены по результатам практического опыта применения большеобъемных кислотных обработок. При данных значениях прирост коэффициента нефтеизвлечения после обработки максимален. Более высокие давления закачки приводят к гидроразрыву пласта, а меньшие давления - к невысокой скорости выхода кислоты из перфорационных отверстий и, соответственно, незначительному охвату пласта. Кроме того, низкие давления закачки приводят к длительности процесса обработки, что негативно сказывается на оборудовании скважины. Объемы кислоты менее 5 м³/м "работают" в основном лишь как очистители скважин, и охват пласта практически не повышают. Объемы кислоты более 30 м³/м приводят к тому, что «червоточины» достигают водоносных пластов и скважина обводняется. Диапазон концентрации кислоты 10-20% согласно исследованиям оптимален с точки зрения целостности скважинного оборудования и эффективного растворения карбонатных пород.

Продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства колонны труб 6 с фильтрами 7. Соляная кислота, взаимодействуя с карбонатной породой, частично ее растворяет, образуя «червоточины» 11. Таким образом, продуктивность скважины возрастает, а переменная плотность перфорации минимизирует вероятность прорыва воды по нарушениям 4, 5 в ствол 3 скважины 2.

После проведения всех мероприятий скважину 2 промывают от растворенных осадков нефтью и затем пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения посредством увеличения коэффициента охвата.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяной залежи, продуктивный пласт 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатными отложениями, вскрыт горизонтальной добывающей скважиной 2 с открытым горизонтальным стволом 3 длиной 310 м в продуктивной части пласта 1.

Пласт 1 имеет массивную структуру, толщиной 5-15 м, кровля залегает на глубине H=805 м, вязкость нефти в пластовых условиях 46 мПа·с, начальное пластовое давление 8,5 МПа, начальная нефтенасыщенность 0,785. Ниже продуктивного пласта 1 залегает прослой неколлектора толщиной 5 м, затем - водоносный пласт. До продуктивного пласта скважина 2 обсажена эксплуатационной (обсадной) колонной диаметром 168 мм. Горизонтальный ствол 3 пробурен долотом диаметром 140 мм.

Проводят расширенный комплекс геофизических исследований, где прибором MCI (скважинный микросканер) выделяют вдоль горизонтального ствола 3 скважины 2 два нарушения: трещину 4 и каверну 5. Таким образом, выделяют три участка, разделяемые нарушениями 4 и 5. Средняя проницаемость и средняя нефтенасыщенная толщина первого участка составляет соответственно k₁=67 мД и h₁=6 м, второго участка k₂=52 мД, h₂=11 м, третьего участка k₃=72 мД, h₃=8 м. Длины участков составляют l₁=88,0 м, l₂=96,0 м, l₃=123,5 м

Горизонтальную скважину 2 глушат и на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 6 спускают фильтры 7 с переменной плотностью перфорации. Диаметр НКТ и фильтров составляет 73 мм. Механический пакер 8 устанавливают до открытого ствола 3 между обсадной колонной 9 и колонной труб 6. В открытом стволе 3 размещают в местах пересечения стволом 3 нарушений 4, 5 водонабухающие пакера 10 фирмы ТАМ. Ширина трещины 4 составляет S₁=0,1 см, ширина каверны 5 составляет S₂=15 см. Тогда пакера 10 устанавливают соответственно длиной Z₁=0,9 м (3') и Z₂=1,5 м (5'). Наружный диаметр пакеров 10 подбирают в зависимости от диметра фильтра 7. Для трубы диаметром 73 мм соответствует, согласно данным производителя, пакер диаметром 102 мм. Увеличение объема пакера 10 после набухание до 2,5 раз позволяет надежно герметизировать затрубное пространство 12.

Задаются одинаковыми вдоль всего ствола перфорационными отверстиями фильтров 7 с круглым сечением диаметром 5 мм. Для первого участка принимают максимальную плотность перфорации в центре фильтра n₁=20 отв./м. Зная n₁ и диаметр отверстий, по графикам В.И. Щурова (фиг. 2) определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия C₁=6.

По формуле (2) рассчитывают значения C₂, C₃:

$${\text{С}}_{\text{2}}=\frac{{\text{k}}_{\text{2}}\cdot {\text{h}}_{\text{2}}}{{\text{k}}_{\text{1}}\cdot {\text{h}}_{\text{1}}}\cdot \text{(Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{1}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{1}}\text{)}-\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{2}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}=\frac{\text{52}\cdot \text{11}}{\text{67}\cdot \text{6}}\cdot \text{(Ln}\frac{\text{88}}{\text{0}\text{,073}}+\text{6)}-\text{Ln}\frac{\text{96}}{\text{0}\text{,073}}=\text{11}\text{,5}$$

$${\text{С}}_{\text{3}}=\frac{{\text{k}}_{\text{3}}\cdot {\text{h}}_{\text{3}}}{{\text{k}}_{\text{1}}\cdot {\text{h}}_{\text{1}}}\cdot \text{(Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{1}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}+{\text{С}}_{\text{1}}\text{)}-\text{Ln}\frac{{\text{l}}_{\text{3}}}{{\text{r}}_{\text{c}}}=\frac{\text{79}\cdot \text{9}}{\text{67}\cdot \text{6}}\cdot \text{(Ln}\frac{\text{88}}{\text{0}\text{,073}}+\text{6)}-\text{Ln}\frac{\text{123}\text{,5}}{\text{0}\text{,073}}=\text{15}\text{,7}$$

Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют, зная C₂, C₃ и диаметр перфорационных отверстий 5 мм, для каждого участка плотность перфораций n₂=11 отв./м и n₃=8 отв./м.

Плотность перфорации n фильтров 7 для каждого участка, образуемого между пакерами 10, между пакером 8 и 10, а также между пакером 10 и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре, т.е. соответственно до n₁=20 отв./м, n₂=11 отв./м и n₃=8 отв./м. Так для первого участка увеличение плотности перфорации на одно отверстие должно происходить каждые l₁/(2·n₁)=88/(2·20)=2,2 м, второго участка - каждые l₂/(2·n₂)=96/(2·11)=4,4 м, третьего участка - каждые l₃/(2·n₃)=123,5/(2·8)=7,7 м.

Далее компонуют колонны труб 6 фильтрами 7 с данными параметрами перфорации и пакерами 8, 10 и производят спуск в открытый ствол скважины 2. Механический пакер 8 устанавливают и запакеровывают. Водонабухающие пакера 10 под действием воды, содержащейся в жидкости, постепенно набухают, герметизируя затрубное пространство 12 в местах нарушений 4, 5.

В колонны труб 6 закачивают с концентрацией 10% объем соляной кислоты из расчета 30 м³ на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением P_у=0,008·H=0,008·805=6,44 МПа.

Продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства колонны труб 6 с фильтрами 7. Соляная кислота, взаимодействуя с карбонатной породой, частично ее растворяет, образуя «червоточины» 11. Это создает дополнительные каналы, повышает проницаемость коллектора. Таким образом, продуктивность скважины возрастает, а переменная плотность перфорации минимизирует вероятность прорыва воды по нарушениям 4, 5 в ствол 3 скважины 2.

После проведения всех мероприятий скважину 2 промывают от растворенных осадков нефтью и затем пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Пласт залегает на глубине Н=1216 м. В колонны труб 6 закачивают с концентрацией 20% объем соляной кислоты из расчета 5 м³ на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением P_у=0,011·H=0,011·1216=13,38 МПа.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с участка 110,3 тыс т. нефти, коэффициент охвата составил 0,706 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) 0,394 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 87,1 тыс т. нефти, коэффициент охвата составил 0,557 д.ед., КИН 0,311 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу 0,083 д.ед.

Предлагаемый способ, за счет повышения охвата пласта воздействием, позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.

Claims (1)

1. 
   Способ кислотной обработки нефтяного пласта, включающий проведение в открытом горизонтальном стволе скважины геофизических исследований по определению пересекаемых стволом в пласте нарушений - трещин, разломов, каверн, спуск в горизонтальный ствол на колонне труб фильтров с переменной плотностью перфорации, установку пакеров, закачку в горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу, отличающийся тем, что один пакер устанавливают до открытого ствола между обсадной колонной и колонной труб, остальные пакеры - набухающие - в открытом стволе, которые размещают в местах пересечения стволом нарушений, причем для каждого нарушения подбирают пакер длиной, превышающей ширину нарушения, определяемую по геофизическим кривым, не менее чем в десять раз, в колонны труб закачивают с концентрацией 10-20% объем соляной кислоты из расчета 5-30 м³ на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением P_у=(0,008…0,011)·H, МПа, где H - средняя глубина пласта, м, причем перфорационные отверстия фильтров выполняют круглыми с диаметром отверстий 5-10 мм, одинаковыми вдоль всего ствола, а плотность перфорации фильтров для каждого участка, образуемого между пакерами, а также между пакером и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре, которую, в свою очередь, определяют через коэффициент гидродинамического совершенства, исходя из соотношения:
   

   

   

   ,
   где C₁, C₂, C_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия каждого n-го участка вдоль горизонтального ствола скважины;
   l₁, l₂, l_n - длина n-го участка, м;
   k₁, k₂, k_n - средняя проницаемость n-го участка, м²;
   h₁, h₂, h_n - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, м;
   r_c - радиус скважины, м.

Images