RU2614840C1

RU2614840C1 - Processing method of carbonate oil reservoir

Info

Publication number: RU2614840C1
Application number: RU2016125334A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Ренат Ардинатович Нугайбеков; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Федор Федорович Махлеев
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2016-06-25
Filing date: 2016-06-25
Publication date: 2017-03-29

Abstract

FIELD: petroleum industry.

SUBSTANCE: invention refers to the petroleum industry and may be used during the acid processing of carbonate oil reservoirs with the water-oil contact in the wells with open horizontal shafts. According to the method, a well is performed or selected with the open shaft in a production carbonate reservoir. In this well, the sites of at least 2 m long are selected for processing. The acid processing is performed. For this purpose, a flexible coupling-free pipe with the paired packers on its end and the hydromonitor nozzle between the packers is descended into the shaft. After the descent of these pipes with packers and hydromonitor nozzles into the corresponding site, the packers are puckered. The solution of surface-active substance in the set volume is pumped through these flexible coupling-free pipes and hydromonitor nozzles. The soak period is performed. Then, a gel is pumped, which is selected according to the condition of impossibility of its pumping into a reservoir at a pressure, at which the acid will be pumped later, as well as capable for thickening after some period of time following its pumping into the open shaft of a well. The soak period is performed within the time required for subsidence of the gel into the bottom part of the shaft and its thickening. After that, the acid is pumped under pressure. The soak period is performed for the reaction of the acid solution with the reservoir. Then, the gel solvent is pumped into the well in the volume of at least equal to the volume of the pumped gel. The horizontal shaft of the well is washed; the packers are unpackered and remove from the well, as well as the flexible coupling-free pipe with the hydromonotor nozzle and packers.

EFFECT: increasing of process efficiency of the acid processing.

1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.The invention relates to the oil industry and may find application in the acid treatment of carbonate oil reservoirs with water-oil contact in open horizontal wells.

Известен способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение скважины, цементирование горизонтального ствола скважины, перфорацию и формирование трещин с помощью гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающие горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакерами. Согласно изобретению бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора за одну спускоподъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформировавшейся щели, от остальной части колонны, а гидроразрыв пласта в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухстороннюю по формированию щелей, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал - в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта. Дополнительно проводят водоизоляционные работы на каждом из интервалов в отдельности через трещину разрыва (патент РФ №2401942, кл. Е21В 43/26, опубл. 20.10 2010). A known method of hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including drilling a well, cementing a horizontal wellbore, perforating and forming cracks using hydraulic fracturing in a horizontal wellbore sequentially, starting from the end farthest from the axis of the vertical wellbore, communicating the horizontal wellbore with the producing formation at the same time, during the next hydraulic fracturing, each perforated section through which hydraulic fracturing is performed is isolated from the rest of the column by packers. According to the invention, the drilling of a horizontal wellbore is carried out in the oil-saturated part of the reservoir with cementing the annular space between the casing and rock of the horizontal wellbore, and the perforation, azimuthally oriented by the intervals, is performed using a hydromechanical slotted perforator in one round-trip operation, after which the packers are lowered, cutting each interval equal to the length of the formed gap from the rest of the column, and hydraulic fracturing in the horizon the entire part of the wellbore is produced sequentially, starting from the perforated section of the horizontal wellbore farthest from the axis of the vertical wellbore, and the hydromechanical slotted perforation is double-sided to form slots that are 180 ° relative to each other in a vertical plane opposite each other, relative to the axis of the horizontal wellbore wells in one interval, or perform one-sided hydromechanical slotted perforation with a rotation of 180 ° in a vertical plane whith respect to the horizontal axis of the wellbore, alternately through each successive interval - staggered equal to the length of the slit-formed, or when a small thickness of the productive formation and the presence of active bottom water produce hydromechanical sided perforation slit seam in the direction of the roof. Additionally, waterproofing works are carried out at each of the intervals separately through the fracture gap (RF patent No. 2401942, class E21B 43/26, publ. 20.10 2010).

Недостатком известного способа является неконтролируемое развитие трещины в высоту, что при последующей эксплуатации скважины приводит к ее быстрому обводнению. Разработка коллекторов таким способом характеризуется низкой эффективностью. The disadvantage of this method is the uncontrolled development of a fracture in height, which during subsequent operation of the well leads to its rapid flooding. The development of reservoirs in this way is characterized by low efficiency.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. В известном способе горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород, затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб - ГТ спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером, спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола, сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола, производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором, по окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины (патент РФ №2558058, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.07.2015 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of interval hydraulic fracturing of a carbonate formation in a horizontal wellbore with bottom water, comprising drilling a horizontal wellbore in a producing formation with cementing the annular space between the casing and rock, descent into the horizontal wellbore on a pipe string perforator and the implementation of perforations in the horizontal wellbore directed azimuthally upward, descent us tubing with a packer into the wellbore, the packer landing, injecting through the pipe string fracturing fluid and formation of cracks in hydraulic fracturing horizontal wellbore. In the known method, a horizontal wellbore in a producing formation is drilled parallel to the direction of maximum rock stress, then a perforator is lowered into a horizontal wellbore on a flexible pipe string — GT and perforations are made in the horizontal wellbore in a row, a GT string with a perforator is removed from the well, dismantle the punch, then equip the bottom of the GT column with an inflatable packer, lower the GT column to the bottom by axial movement of the GT column from the mouth to the bottom to a distance of 50 m from soon at a rate of 0.5 m / min and simultaneous injection of a viscous gel with a density greater than the density of water, in a volume that ensures filling with the viscoelastic composition of the lower part of the horizontal wellbore section by 2/3 of the horizontal wellbore diameter, an inflatable packer is planted, hydraulic fracturing is performed by injection of thickened acid of the composition, followed by filling the gelled liquid with a destructor of perforations and the upper part of the horizontal wellbore section by 1/3 of the diameter of the horizontal wellbore, unpack of an inflatable packer, then the hydraulic fracturing is carried out in the remaining part of the horizontal well; for this, the operations described above are repeated, starting from the axial displacement of the GT string from the mouth to the bottom to fill the treated interval with gelled liquid with a destructor; the gel liquefies upon contact with the formation fluids and releases the drained sections of the horizontal wellbore and is removed from the well (RF patent No. 2558058, cl. ЕВВ 43/27, publ. 07/27/2015 5 - prototype).

Известный способ позволяет управлять направлением роста трещины, но только в скважинах, горизонтальные стволы которых расположены идеально параллельно горизонтали. При наличии кривизны ствола в профиле эффективность способа теряется, что приводит к низким темпам отбора нефти и высокой обводненности. Кроме того, способ не применим для скважин с открытым горизонтальным стволом. The known method allows you to control the direction of crack growth, but only in wells, the horizontal trunks of which are perfectly parallel to the horizontal. If there is a curvature of the barrel in the profile, the effectiveness of the method is lost, which leads to low rates of oil recovery and high water cut. In addition, the method is not applicable for wells with an open horizontal wellbore.

В предложенном изобретении решается задача повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.The proposed invention solves the problem of increasing the technological efficiency of acid treatment of carbonate oil reservoirs with water-oil contact in open horizontal wells.

Задача решается тем, что в способе обработки карбонатного нефтяного коллектора, включающем бурение горизонтальной скважины, спуск в горизонтальный ствол скважины колонны гибких труб, закачку геля с плотностью, большей плотности воды, и заполнением гелем нижней части сечения горизонтального ствола скважины, а также рабочей жидкости для обработки коллектора с заполнением верхней части сечения горизонтального ствола скважины, поинтервальную обработку, по окончании выполнения поинтервальной обработки проведение освоения скважины свабированием, отбор продукции из горизонтальной скважины, согласно изобретению скважину после бурения выполняют с открытым стволом в продуктивном карбонатном коллекторе, либо выбирают уже пробуренную скважину с таким же типом заканчивания и находящуюся в эксплуатации, на профиле горизонтального ствола выделяют участки длиной l_n ≤ d / sinα_n, где d – диаметр открытого горизонтального ствола, α – угол между осью участка горизонтального ствола и горизонтальной плоскостью, индекс n – номер участка, в качестве рабочей жидкости для обработки коллектора используют кислоту, на каждом из полученных участков, кроме участков длиной l_n менее 2 м, проводят кислотную обработку, для этого спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленными на конце трубы сдвоенными пакерами и расположенной между пакерами гидромониторной насадкой, расстояние между внутренними краями данных пакеров устанавливают равной длине соответствующего участка l_n, после спуска данных труб с пакерами и гидромониторной насадкой в соответствующий участок l_n, пакера запакеровывают, закачивают через гибкую безмуфтовую трубу и гидромониторную насадку раствор поверхностно-активного вещества в объеме из расчета 0,1-1 м³ на метр длины соответствующего участка l_n, проводят технологическую выдержку в течение 0,5-3 ч, затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении Р_к, при котором затем будут закачивать кислоту, а также способного к загущению через некоторое время после его закачки в открытый ствол скважины, объем геля определяют как 0,5-0,8 от объема соответствующего участка l_n горизонтального ствола, гель продавливают по трубам жидкостью, не растворяющей гель, и доводят до соответствующего участка l_n, проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемом для оседания геля в нижнюю часть ствола и его загущения, после чего закачивают кислоту под давлением Р_к и в объеме, требуемом для обработки коллектора, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором, затем в скважину закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля, горизонтальный ствол скважины промывают, пакера распакеровывают и поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой и пакерами.The problem is solved in that in a method for processing a carbonate oil reservoir, including drilling a horizontal well, lowering a string of flexible pipes into a horizontal wellbore, injecting a gel with a density greater than the density of water, and filling the lower section of the horizontal wellbore with the gel, as well as the working fluid for reservoir treatment with filling the upper part of the horizontal wellbore section, interval processing, after completion of the interval processing, development of the Swabi well According to the invention, the well after drilling is performed with an open hole in a productive carbonate reservoir, or an already drilled well with the same type of completion and in operation is selected, sections of length l _n ≤ d / sinα are identified on the horizontal well profile _n, where d - diameter of the open horizontal wellbore, α - angle between the horizontal axis of the barrel portion and the horizontal plane, the index n - segment number, as the working fluid for processing col torus acid is used in each of the received portions except portions of length l _n of less than 2 m, is carried out acid treatment, for this lowered flexible clutchless pipe mounted with a pipe end dual packers and positioned between the packers jetting nozzle, the distance between the inner edges of packers data set equal to the length of the corresponding section l _n, after the descent pipes with data packers jetting nozzle and a corresponding portion l _n, zapakerovyvayut packer is pumped through the flexible clutchless t Uba jetting nozzle and a solution of a surfactant in the amount of calculation of 0.1-1 m ³ per meter of length of the corresponding section l _n, exposure process is carried out during 0.5-3 hours, then pumped gel which is chosen from the condition of its impossibility pumping into the collector at a pressure P _k , at which acid will then be pumped, as well as capable of thickening some time after it is pumped into an open wellbore, the gel volume is determined as 0.5-0.8 of the volume of the corresponding section l _{n of the} horizontal wellbore gel pro press through the pipes with a liquid that does not dissolve the gel, and bring to the appropriate area l _n , hold the process for the time required for the gel to settle into the lower part of the barrel and thicken it, after which the acid is pumped under pressure P _to and in the volume required for processing the collector, carry out technological exposure for the reaction of the acid solution with the collector, then the gel solvent is pumped into the well in an amount not less than the volume of the injected gel, the horizontal wellbore is washed, the packers are unpacked and lift from the well a flexible sleeveless pipe with a jet nozzle and packers.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На технологическую эффективность кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом, в скважинах с открытым горизонтальным стволом, существенное влияние оказывает охват пласта кислотным воздействием в сторону, противоположную водо-нефтяному контакту. Под технологической эффективностью здесь понимается повышение темпов отбора нефти и продолжительности эффекта по сравнению с разработкой без кислотной обработки. При этом возможно отсутствие прироста конечной нефтеотдачи. Приведенный выше прототип, несмотря на то, что описывает способ проведения гидроразрыва пласта, содержит идею перенаправления потока закачиваемого флюида (в прототипе это жидкость гидроразрыва, а в рассматриваемом способе – кислота) в противоположную сторону от водо-нефтяного контакта. Однако технически прототип практически нереализуем ввиду приведенных выше причин. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно проводить кислотную обработку карбонатных коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.The technological efficiency of acid treatment of carbonate oil reservoirs with a water-oil contact in wells with an open horizontal wellbore is significantly affected by the coverage of the formation with acid exposure in the direction opposite to the water-oil contact. Technological efficiency here means an increase in the rate of oil recovery and the duration of the effect compared with the development without acid treatment. At the same time, there may be a lack of growth in final oil recovery. The above prototype, in spite of the fact that it describes a method of hydraulic fracturing, contains the idea of redirecting the flow of injected fluid (in the prototype it is hydraulic fracturing, and in the considered method it is acid) in the opposite direction from the oil-water contact. However, technically the prototype is practically not feasible due to the above reasons. Thus, existing technical solutions do not fully allow for the efficient acid treatment of carbonate reservoirs. The proposed invention solves the problem of increasing the technological efficiency of acid treatment of carbonate oil reservoirs with water-oil contact in open horizontal wells.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка коллектора с профилем горизонтальной скважины. Обозначения: 1 – участок нефтенасыщенного карбонатного коллектора, 2 – горизонтальная скважина, 3 – гибкая безмуфтовая труба, 4 – пакера, 5 – гидромониторная насадка, 6 – нижняя часть ствола соответствующего участка горизонтального ствола, 7 – верхняя часть ствола соответствующего участка горизонтального ствола, 8 – зоны растворения породы кислотой, I, II, III – участки горизонтального ствола, l_n – длины участков горизонтального ствола, α – угол между осью участка горизонтального ствола и горизонтальной плоскостью, ВНК – водо-нефтяной контакт.In FIG. 1 is a schematic representation of a vertical section of a reservoir section with a horizontal well profile. Designations: 1 - section of oil-saturated carbonate reservoir, 2 - horizontal well, 3 - flexible sleeveless pipe, 4 - packer, 5 - hydraulic nozzle, 6 - lower part of the trunk of the corresponding section of the horizontal trunk, 7 - upper part of the trunk of the corresponding section of the horizontal trunk, 8 - zones of dissolution of the rock by acid, I, II, III - sections of the horizontal trunk, l _n - lengths of the sections of the horizontal trunk, α - angle between the axis of the horizontal trunk section and the horizontal plane, VNK - water-oil circuit ct

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

На участке 1 карбонатного нефтяного коллектора бурят либо выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации, горизонтальную скважину 2 с типом заканчивания, представляющим из себя открытый в продуктивной части коллектора ствол (фиг.1). Участок 1 коллектора имеет водо-нефтяной контакт ВНК.In section 1 of the carbonate oil reservoir, a horizontal well 2 with a completion type, which is an open hole in the productive part of the reservoir, is drilled or selected already being drilled, which is in operation, (see FIG. 1). Section 1 of the collector has a water-oil contact of VNK.

На профиле горизонтального ствола скважины 2 выделяют участки I, II, III и т.д. с длиной, рассчитываемой исходя из соотношения:On the profile of the horizontal wellbore 2, sections I, II, III, etc. are distinguished. with the length calculated on the basis of the ratio:

l_n ≤ d / sinα_n(1), l _n ≤ d / sinα _n (1),

где d – диаметр открытого горизонтального ствола скважины 2, α – угол между осью участка горизонтального ствола и горизонтальной плоскостью, индекс n – номер участка. where d is the diameter of the open horizontal wellbore 2, α is the angle between the axis of the horizontal well section and the horizontal plane, index n is the number of the area.

На каждом из полученных участков, кроме участков длиной l_n менее 2 м, проводят кислотную обработку. Допустим, что участок II имеет длину менее 2 м, соответственно, на нем кислотную обработку не проводят. В скважину 2 спускают гибкую безмуфтовую трубу 3 с установленными на конце трубы сдвоенными пакерами 4 и, расположенной между пакерами 4, гидромониторной насадкой 5. Расстояние между внутренними краями данных пакеров 4 устанавливают равной длине соответствующего участка l_n.At each of the obtained sites, except for sites with a length of l _n less than 2 m, an acid treatment is carried out. Assume that section II has a length of less than 2 m, respectively, it does not carry out acid treatment. A flexible sleeveless pipe 3 is lowered into the well 2 with dual packers 4 mounted on the pipe end and located between the packers 4, a hydraulic nozzle 5. The distance between the inner edges of these packers 4 is set equal to the length of the corresponding section l _n .

После спуска данных труб 3 с пакерами 4 и гидромониторной насадкой 5 в соответствующий участок l_n, пакера 4 запакеровывают. Закачивают через гибкую безмуфтовую трубу 3 и гидромониторную насадку 5 раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) в объеме из расчета 0,1-1 м³ на метр длины соответствующего участка l_n. Проводят технологическую выдержку в течение 0,5-3 ч. Затем закачивают гель с плотностью, большей плотности воды. Гель подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор 1 при давлении Р_к, при котором затем будут закачивать кислоту, а также способного к загущению через некоторое время после его закачки в открытый ствол скважины 2. Объем геля определяют, как 0,5-0,8 от объема соответствующего участка l_n горизонтального ствола. Гель продавливают по трубам 3 жидкостью, не растворяющей гель (например, для водорастворимого геля такой жидкостью может служить нефть, а для углеводородорастворимых гелей – вода), и доводят до соответствующего участка l_n. Проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемого для оседания геля в нижнюю часть 6 ствола соответствующего участка и его загущения. After the descent of these pipes 3 with packers 4 and a nozzle 5 in the corresponding section l _n , packers 4 are sealed. A solution of a surface-active substance (SAS) is pumped through a flexible sleeveless pipe 3 and a hydraulic monitor nozzle 5 in a volume of 0.1-1 m ³ per meter of the length of the corresponding section l _n . Spend technological exposure for 0.5-3 hours. Then inject the gel with a density greater than the density of water. The gel is selected from the condition that it cannot be pumped into reservoir 1 at a pressure P _k , at which acid will then be pumped, and also capable of thickening some time after it is pumped into an open wellbore 2. The gel volume is determined as 0.5-0, 8 from the volume of the corresponding section l _{n of the} horizontal trunk. The gel is pressed through pipes 3 with a liquid that does not dissolve the gel (for example, oil can serve as such a liquid for a water-soluble gel, and water can serve as a hydrocarbon-soluble gel), and bring to the corresponding section l _n . Spend technological exposure for the time required for sedimentation of the gel in the lower part 6 of the barrel of the corresponding section and its thickening.

Далее закачивают кислоту с заполнением верхней части 7 сечения горизонтального ствола скважины 2 под давлением Р_к и в объеме, требуемом для обработки коллектора. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором. В результате получают червоточины – зоны 8 растворения породы кислотой, направленные вверх от ВНК. Затем в скважину 2 закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля, ствол скважины 2 промывают, пакера 4 распакеровывают и поднимают из скважины 2 гибкую безмуфтовую трубу 3 с гидромониторной насадкой 5 и пакерами 4. Next, acid is injected with filling the upper part 7 of the cross section of the horizontal wellbore 2 under pressure P _to and in the volume required for processing the collector. Spend technological exposure for the reaction of an acid solution with a collector. The result is wormholes - zones 8 of dissolution of the rock with acid, directed upward from the WOC. Then the gel solvent is pumped into the well 2 in a volume not less than the volume of the injected gel, the wellbore 2 is washed, the packer 4 is unpacked and the flexible sleeveless pipe 3 with the nozzle 5 and packers 4 is lifted from the well 2.

По окончании выполнения поинтервальной обработки проводят освоение скважины 2 свабированием. Затем переходят на отбор продукции (нефти и воды) из горизонтальной скважины 2.At the end of the interval processing, the development of the well 2 is carried out by swabbing. Then go to the selection of products (oil and water) from a horizontal well 2.

Согласно расчётам соотношение (1) позволяет выделить участки такой длины, наклон которых позволяет при закачке геля заполнять им нижнюю часть 6 ствола в каждом из участков, а кислоте – верхнюю часть 7. Участки длиной l_n менее 2 м не позволяют вместить гидромониторную насадку 5.According to the calculations of equation (1) allows to allocate portions of a length which allows the inclination in the injection of the gel fill them the lower part 6 of the barrel in each of the sections, and acid - the upper part 7. Land length l _n of less than 2 meters do not allow to accommodate the jetting nozzle 5.

Закачка раствора ПАВ повышает гидрофильность коллектора. Объем ПАВ из расчета менее 0,1 м³ на метр длины соответствующего участка l_n согласно исследованиям не приводит к эффективности последующей кислотной обработки, а более 1 м³ – адсорбируется в больших объемах в порах коллектора, снижая его проницаемость. Технологическая выдержка после закачки ПАВ обеспечивает максимальную реакцию с карбонатной породой, причем времени менее 0,5 ч для большинства коллекторов недостаточно, а более 3 ч – не имеет смысла.The injection of a surfactant solution increases the hydrophilicity of the reservoir. According to studies, the volume of surfactant is less than 0.1 m ³ per meter of length of the corresponding section l _{n, which} does not lead to the efficiency of subsequent acid treatment, and more than 1 m ³ is adsorbed in large volumes in the pores of the collector, reducing its permeability. Technological exposure after surfactant injection provides the maximum reaction with carbonate rock, moreover, a time of less than 0.5 hours is not enough for most reservoirs, and more than 3 hours does not make sense.

Закачка геля необходима для заполнения нижней части 6 сечения участка горизонтального ствола, что позволяет перенаправить кислоту, при ее последующей закачке, вверх. В результате червоточины не образуются в направлении ВНК и при эксплуатации скважины снижается скорость ее обводнения, увеличивается продолжительность эффекта. Объем геля менее чем 0,5 от объема соответствующего участка l_n горизонтального ствола приводит согласно расчётам к прорыву закачиваемой кислоты вниз по направлению к ВНК, что снижает эффективность кислотной обработки, а более чем 0,8 – объем геля слишком велик, что также приводит к неконтролируемому прорыву закачиваемой кислоты. The injection of the gel is necessary to fill the lower part 6 of the section of the horizontal trunk section, which allows you to redirect the acid, with its subsequent injection, up. As a result, wormholes are not formed in the direction of the KNK, and during well operation, the rate of water flooding decreases and the duration of the effect increases. The gel volume of less than 0.5 of the volume of the corresponding section l _{n of the} horizontal wellbore, according to the calculations, leads to a breakthrough of the injected acid down towards the WOC, which reduces the efficiency of acid treatment, and more than 0.8 - the gel volume is too large, which also leads uncontrolled breakthrough of injected acid.

Результатом внедрения данного способа является повышение технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.The result of the implementation of this method is to increase the technological efficiency of acid treatment of carbonate oil reservoirs with water-oil contact in open horizontal wells.

Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method

Пример 1. На участке 1 карбонатного нефтяного коллектора бурят горизонтальную скважину 2 с типом заканчивания, представляющим из себя открытый в продуктивной части коллектора ствол диаметром d=0,216 м (фиг.1). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет 840 м, толщина нефтенасыщенного коллектора – 8 м, начальное пластовое давление – 9 МПа. Участок 1 коллектора имеет водо-нефтяной контакт ВНК. Общая длина горизонтального ствола составляет 120 м. До кровли продуктивного пласта 1 скважину обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 152 мм.Example 1. In section 1 of the carbonate oil reservoir, a horizontal well 2 with a completion type is drilled, which is a trunk with a diameter of d = 0.216 m open in the productive part of the reservoir (Fig. 1). The average depth of the formation roof is 840 m, the thickness of the oil-saturated reservoir is 8 m, and the initial reservoir pressure is 9 MPa. Section 1 of the collector has a water-oil contact of VNK. The total length of the horizontal trunk is 120 m. Before the roof of the reservoir 1, the well is cased with a production string with a diameter of 152 mm.

После пуска скважину в эксплуатацию дебит нефти составил 2 т/сут, дебит жидкости – 7 т/сут. Низкая продуктивность скважины привела к необходимости проведения поинтервальной кислотной обработки коллектора.After putting the well into operation, the oil production rate was 2 tons / day, and the liquid production rate was 7 tons / day. Low well productivity has led to the need for interval acid treatment of the reservoir.

На профиле горизонтального ствола скважины 2 выделяют три участка I, II, III, причем только два из них I и III удовлетворяют условию длины не менее 2 м:Three sections I, II, III are distinguished on the profile of the horizontal wellbore 2, and only two of them I and III satisfy the condition of a length of at least 2 m:

l_I ≤ 0,216 / sin0,13 = 95,2 м,l _I ≤ 0.216 / sin0.13 = 95.2 m,

l_II ≤ 0,216 / sin6,5 = 1,9 м,l _II ≤ 0.216 / sin6.5 = 1.9 m,

l_III ≤ 0,216 / sin1,0 = 12,4 м.l _III ≤ 0.216 / sin1.0 = 12.4 m.

На каждом из полученных участков I и III проводят кислотную обработку. Для этого спускают гибкую безмуфтовую трубу 3 диаметром 76 мм с установленными на конце трубы сдвоенными пакерами 4 и расположенной между пакерами 4 гидромониторной насадкой 5. Расстояние между внутренними краями данных пакеров 4 устанавливают равной длине соответствующего участка l_n.At each of the obtained sites I and III, acid treatment is carried out. To do this, a flexible sleeveless pipe 3 is lowered with a diameter of 76 mm with dual packers 4 installed on the pipe end and a hydromonitor nozzle 5 located between the packers 4. The distance between the inner edges of these packers 4 is set equal to the length of the corresponding section l _n .

После спуска данных труб 3 с пакерами 4 и гидромониторной насадкой 5 в соответствующий участок l_n, пакера 4 запакеровывают. Закачивают через гибкую безмуфтовую трубу 3 и гидромониторную насадку 5 раствор ПАВ (неонол АФ₉-12 с концентрацией 0,05%) в объеме из расчета 0,1 м³ на метр длины соответствующего участка l_n: для l_I– 95,2·0,1 = 9,52 м³, для l_III – 12,4·0,1 = 1,24 м³.After the descent of these pipes 3 with packers 4 and a nozzle 5 in the corresponding section l _n , packers 4 are sealed. Clutchless pumped through the flexible tube 3 and the jetting nozzle 5 surfactant solution (neonol AF ₉ -12 with concentration 0.05%) in a volume of 0.1 m ³ per meter of length of the corresponding section l _n: for l _I - 95,2 · 0.1 = 9.52 m ³ , for l _III - 12.4 · 0.1 = 1.24 m ³ .

Проводят технологическую выдержку в течение 0,5 ч. Затем закачивают гель с плотностью около 1200 кг/м³, следующего состава (массов.): карбамид – 6%, алюминий хлористый – 3%, уротропин – 8%, техническая вода - остальное. Объем закачанного геля составляет: для участка l_I– 0,5·3,14·(0,216/2)²·95,2 = 1,74 м³, для l_III – 0,8·3,14·(0,216/2)²·12,4 = 0,36 м³. Закачку ведут при давлении закачки 10 МПа. При данном давлении гель не прокачивается через коллектор. Гель продавливают по трубам 3 товарной нефтью и доводят до соответствующего участка l_n. Проводят технологическую выдержку в течение 8 ч. За это время гель оседает в нижнюю часть 6 ствола соответствующего участка и густеет. Technological exposure is carried out for 0.5 hours. Then a gel is injected with a density of about 1200 kg / m ³ , of the following composition (mass.): Urea - 6%, aluminum chloride - 3%, urotropine - 8%, process water - the rest. The volume of the injected gel is: for the area l _I - 0.5 · 3.14 · (0.216 / 2) ² · 95.2 = 1.74 m ³ , for l _III - 0.8 · 3.14 · (0.216 / 2) ² · 12.4 = 0.36 m ³ . The injection is carried out at an injection pressure of 10 MPa. At this pressure, the gel does not pump through the collector. The gel is pressed through pipes 3 with commercial oil and brought to the corresponding site l _n . Carry out technological exposure for 8 hours. During this time, the gel settles in the lower part 6 of the trunk of the corresponding area and thickens.

Далее закачивают 21%-ную соляную кислоту с заполнением верхней части 7 сечения горизонтального ствола скважины 2 под давлением Р_к = 16 МПа и в объеме: для участка l_I– 0,2·95,2 = 19,0 м³, для l_III – 0,2·12,4 = 2,5 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 12 ч. В результате получают червоточины – зоны 8 растворения породы кислотой, направленные вверх от ВНК. Затем в скважину 2 закачивают растворитель геля – техническую воду, в таком же объеме, в котором закачивали гель, т.е. для участка l_I– 1,74 м³, для l_III – 0,36 м³. Ствол скважины 2 промывают, пакера 4 распакеровывают и поднимают из скважины 2 гибкую безмуфтовую трубу 3 с гидромониторной насадкой 5 и пакерами 4. Next, they inject 21% hydrochloric acid with filling the upper part 7 of the cross section of the horizontal wellbore 2 under pressure P _k = 16 MPa and in volume: for the plot l _I - 0.2 · 95.2 = 19.0 m ³ , for l _III - 0.2 · 12.4 = 2.5 m ³ . Technological exposure is carried out for 12 hours. As a result, wormholes are obtained — zones 8 of dissolution of the rock with acid, directed upward from the WOC. Then, a gel solvent — technical water — is pumped into well 2 in the same volume in which the gel was pumped, i.e. for the plot l _I - 1.74 m ³ , for l _III - 0.36 m ³ . The wellbore 2 is washed, the packer 4 unpacked and lifted from the well 2 a flexible sleeveless pipe 3 with a jet nozzle 5 and packers 4.

По окончании выполнения поинтервальной обработки проводят освоение скважины 2 свабированием. Затем спускают насос и переходят на отбор продукции (нефти и воды) из горизонтальной скважины 2.At the end of the interval processing, the development of the well 2 is carried out by swabbing. Then they lower the pump and proceed to the selection of products (oil and water) from the horizontal well 2.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет иные геолого-физические характеристики. Выбирают уже пробуренную горизонтальную скважину. Раствор ПАВ закачивают в объеме из расчета 1,0 м³ на метр длины соответствующего участка l_n: для l_I– 95,2·1,0 = 95,2 м³, для l_III – 12,4·1,0 = 12,4 м³. Затем проводят технологическую выдержку в течение 3 ч.Example 2. Perform as example 1. The reservoir has other geological and physical characteristics. An already drilled horizontal well is selected. The surfactant solution is pumped in the amount of 1.0 m ³ per meter of the length of the corresponding section l _n : for l _I - 95.2 · 1.0 = 95.2 m ³ , for l _III - 12.4 · 1.0 = 12.4 m ³ . Then carry out technological exposure for 3 hours

В результате проведения кислотной обработки нефтяного коллектора по предлагаемому способу дебит нефти составил 19 т/сут, дебит жидкости – 30 т/сут, технологическая эффективность прироста дебита нефти составила – 17 т/сут, жидкости – 23 т/сут. По прототипу при прочих равных условиях дебит нефти составил 13 т/сут, дебит жидкости – 27 т/сут, технологическая эффективность прироста дебита нефти составила – 11 т/сут, жидкости – 20 т/сут. Прирост дебита нефти по предлагаемому способу по сравнению с прототипом – 6 т/сут, жидкости – 3 т/сут. Длительность технологического эффекта предлагаемого способа оказалась на 5 месяцев больше.As a result of the acid treatment of the oil reservoir by the proposed method, the oil production rate was 19 tons / day, the liquid production rate was 30 tons / day, the technological efficiency of the increase in oil production rate was 17 tons / day, the liquid production rate was 23 tons / day. According to the prototype, ceteris paribus, the oil production rate was 13 tons / day, the liquid production rate - 27 tons / day, the technological efficiency of the increase in oil production rate was 11 tons / day, the liquid production rate was 20 tons / day. The increase in oil production by the proposed method compared to the prototype is 6 tons / day, liquid - 3 tons / day. The duration of the technological effect of the proposed method was 5 months longer.

Предлагаемый способ позволяет повысить технологическую эффективность кислотной обработки за счет селективного направленного воздействия кислотой на коллектор. The proposed method allows to increase the technological efficiency of acid treatment due to the selective directed action of acid on the collector.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом. The application of the proposed method will solve the problem of increasing the technological efficiency of acid treatment of carbonate oil reservoirs with water-oil contact in wells with an open horizontal wellbore.

Claims

A method of processing a carbonate oil reservoir, including drilling a horizontal well, lowering a string of flexible pipes into a horizontal wellbore, injecting a gel with a density greater than the density of water, and filling the lower section of the horizontal wellbore with gel, as well as a working fluid for treating the reservoir with filling the upper part sections of the horizontal wellbore, interval processing, upon completion of interval processing, development of the well by swabbing, production selection and h of a horizontal well, characterized in that the well after drilling is performed with an open hole in a productive carbonate reservoir or a well is already drilled with the same type of completion and is in operation; sections with a length of horizontal well are selected
l _n ≤ d / sinα _n ,

where d is the diameter of the open horizontal trunk;

α is the angle between the axis of the horizontal trunk section and the horizontal plane;

index n is the number of the plot,

acid is used as the working fluid for the treatment of the collector, acid treatment is carried out on each of the sections obtained, except for sections of length l _n less than 2 m, for this purpose a flexible sleeveless pipe with dual packers installed on the pipe end and a hydromonitor nozzle located between the packers, the distance between the inner edges of these packers set equal to the length of the corresponding section l _n , after the descent of these pipes with packers and a nozzle in the corresponding section l _n , packers a solution of a surfactant in a volume of 0.1-1 m ³ per meter of the length of the corresponding section l _{n is} pumped through a flexible sleeveless pipe and a hydraulic monitor nozzle, technological exposure is carried out for 0.5-3 hours, then the gel is pumped, which is selected from the condition that it cannot be pumped into the reservoir at a pressure P _k , at which acid will then be pumped, and also capable of thickening some time after it is pumped into an open wellbore, the gel volume is determined as 0.5-0.8 of the volume match conductive section l _n horizontal wellbore, the gel is forced through the pipes the liquid does not dissolve the gel, and adjusted to the appropriate section l _n, conducted technological exposure for a time required for the settling of the gel to the bottom of the barrel and its thickening and then pumped acid under pressure P _to and in the volume required for the treatment of the collector, technological exposure is carried out for the reaction of the acid solution with the collector, then the gel solvent is pumped into the well in an amount not less than the volume of the injected gel, horizontal the wellbore is washed, the packers are unpacked and a flexible sleeveless pipe with a hydraulic nozzle and packers is lifted from the well.