СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ, СЛОЖЕННЫХ ТЕРРИГЕННЫМИ ГЛИНОСОДЕРЖАЩИМИ ПОРОДАМИ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пластов, сложенных терригенными глиносодержащими породами, и может быть использовано для восстановления проницаемости при обработке призабойной зоны.

Известен способ улучшения проницаемости глиносодержащего пласта путем последовательного ввода в пласт щелочного буферного раствора, содержащего 0,5-5% гидроксида и 0,5-5% соли щелочного металла, а затем рабочего раствора, содержащего 2-2,5% гидроксида щелочного металла [1] В результате такой обработки происходит незначительное улучшение проницаемости пласта и временная стабилизация водочувствительных глин. Недостатком способа является невозможность восстановления проницаемости пласта до первоначального его значения, трудоемкость способа, связанная с приготовлением растворов с определенными значениями водородного показателя (рН) и концентрации. Используемые для приготовления растворов химические реагенты являются дефицитными и дорогостоящими.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ, предусматривающий последовательную обработку призабойной зоны пласта метиловым или этиловым спиртом или их смесью, а затем раствором кислоты [2]
При обработке призабойной зоны пласта происходит стабилизация водочувствительных глин. Недостатком способа является то, что эффект стабилизации глин является временным и не позволяет восстановить первоначальную проницаемость призабойной зоны. Кроме того, реагенты, используемые для обработки пласта, являются дефицитными и дорогостоящими.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ реагентной обработки призабойной зоны пластов, сложенных глиносодержащими породами, который позволил бы производить более надежную, качественную стабилизацию водочувствительных глин, обеспечивал бы максимально возможный процесс восстановления первоначальной проницаемости призабойной зоны пластов, при наименьших затратах и доступности реагентов.

Целью изобретения является повышение стабилизации водочувствительных глин и эффективности восстановления первоначальной проницаемости призабойной зоны пластов, сложенных терригенными глиносодержащими породами, в которых произошло снижение проницаемости вплоть до полного прекращения приемистости в результате закачки пресной воды.

Достигается это способом, включающим обработку призабойной зоны пластов, сложенных терригенными глиносодержащими породами окислителем.

Новым является то, что перед обработкой окислителем в пласт закачивают восстановитель, причем в качестве окислителя предпочтительно используют концентрированную серную кислоты, а в качестве восстановителя сероводородсодержащую сточную воду.

Сущность способа заключается в том, что в призабойную зону скважины, расположенной на месторождении, пласты которого сложены терригенными глиносодержащими породами, в которой произошло снижение проницаемости вплоть до полного прекращения приемистости в результате закачки пресной воды из-за набухания глин, закачивают последовательно оторочку восстановителя водный раствор двуххлористого олова (SnCl₂), или тиосульфата натрия (Na₂S₂O₃), или сульфита натрия (Na₂SO₃), или сероводородсодержащую сточную воду, а затем концентрированную серную кислоту (H₂SO₄). После реагентной обработки скважину останавливают на 24 ч, а затем производят закачку пресной воды.

В результате такой обработки проницаемость призабойной зоны скважины восстанавливается до первоначального (естественного) ее значения, а следовательно, увеличивается объем закачиваемой воды, что в свою очередь приводит к увеличению охвата пласта заводнением и позволяет получить дополнительное количество нефти. Кроме того, в качестве восстановителя можно использовать промысловую сероводородсодержащую воду, которая добывается из скважин вместе с сероводородсодержащей нефтью или отделяется от нее в процессе подготовки к переработке, т. е. является реагентом доступным, не требующим затрат как на получение, так и на закупку.

П р и м е р. Технологическую эффективность предлагаемого и известного способов определяли сравнением результатов по восстановлению проницаемости, полученных в лабораторных исследованиях в сопоставимых условиях проведения экспериментов.

Эксперименты проводили на кернах, отобранных из пластов, сложенных терригенными глиносодержащими породами нефтяных месторождений Татарии. Для исследований использовали образцы цилиндрической формы длиной 40 мм, диаметром 25 мм, проницаемостью 0,80-0,410 мкм², с содержанием глинистых минералов 3-6 мас. Как показал рентгеноструктурный анализ, в состав глинистых минералов входят каолинит, иллит (слабогидратированный слюдистый минерал), хлорид и слюда. Преобладающими являются иллит и каолинит.

Были использованы следующие реагенты:
Концентрированная серная кислота (H₂SO₄) ГОСТ 4204-77;
Сульфит натрия (Na₂SO₃) ТУ 113-08-628-88;
Двухлористое олово (SnCl₂) ТУ 6-09-5393-88;
Тиосульфат натрия (Na₂S₂O₃) СТ СЭВ 223-75;
Сероводородсодержащая сточная вода с плотностью 1,1-1,13 г/см³ и содержанием растворенного сероводорода 0,014-0,024% вес.

Эксперименты проводили на установке для исследования проницаемости кернов (УИПК-1М) в соответствии с существующей методиков по ОСТ 39-070-78.

Сначала через образцы фильтровали пресную воду.

Результаты экспериментов, показывающие изменение проницаемости керна от величины прокачанного объема пресной воды, приведены в табл.1.

Из данных табл.1 видно, что в процессе фильтрации пресной воды с увеличением объема закачки происходит снижение проницаемости образцов. Отношение конечной проницаемости к начальному ее значению после прокачки 20-ти поровых объемов пресной воды составляет 0,05-0,29, т.е. происходит практически полное снижение приемистости.

Подготовленные таким образом образцы обрабатывали сначала восстановителем, а затем окислителем. При этом в качестве восстановителей испытывали водные растворы двухлористого олова, тиосульфата натрия, сульфата натрия и сероводородсодержащей сточной воды, в качестве окислителя концентрированную серную кислоту, как реагент с ярковыраженными окислительными свойствами.

Затем установку закрывали на 24 ч, время, достаточное для прохождения реакции окисления восстановления. После чего через образец снова пропускали пресную воду. При этом были подобраны оптимальные концентрации и объемы закачиваемых оторочек реагентов, а также выявлены реагенты, позволяющие в сочетании достичь наиболее высокого положительного эффекта.

Полученные результаты приведены в табл.2.

Из данных табл.2 видно, что при определении оптимальных величин концентраций закачиваемых реагентов и объемов их оторочек для достижения максимально возможного положительного эффекта, величина концентрации восстановителей изменяется от 0,1 до 5 мас. при этом объемы закачиваемых восстановителей и окислителя составляют соответственно 0,5 и 0,25% от объема пор образца. Относительное же восстановление проницаемости образца составляет 68-80% Изменение же концентраций реагентов в сторону увеличения или уменьшения не позволяет в значительной степени улучшить конечный результат, приводит к дополнительным затратам по реагенту.

Что же касается сероводородсодержащий сточной воды (например, отделяемой от сероводородсодержащей нефти при подготовке ее до качества, соответствующего ГОСТу, являющейся коррозионноактивной, требующей дальнейшей подготовки и содержащей в среднем 0,014-0,024 мас. растворенного сероводорода), то использование ее в качестве восстановителя позволило увеличить проницаемость образца до 97,0% при том же сочетании закачиваемых объемов восстановителя и окислителя, т.е. 0,5% объема пор и 0,25% объема пор соответственно.

В табл.3 приведены результаты исследований, показывающие динамику восстановления проницаемости от объема прокачанной через образец пресной воды после обработки его окислителем и восстановителем.

Из данных табл. 3 видно, что после прокачивания 20-ти поровых объемов пресной воды проницаемость практически не изменяется, т.е. реагентная обработка в предлагаемой последовательности способствовала восстановлению проницаемости и стабилизации породы, в то время как по известному способу после прокачивания 10-ти поровых объемов пресной воды стало происходить снижение проницаемости керна, коэффициент восстановления проницаемости к первоначальному значению составлял в среднем 83% против 54,8% по известному. Использование же в качестве восстановителя промысловой сероводородсодержащей воды, являющейся отходом производства подготовки нефти к переработке, является наиболее доступным и дешевым реагентом для осуществления предлагаемого способа, позволяющим достичь наиболее высокого конечного результата повысить эффективность процесса стабилизации глин, восстановить первоначальную проницаемость керна (призабойной зоны) до 97% т.е. наиболее полно решить поставленную техническую задачу.

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт сначала восстановителя с концентрацией 0,1 7,5% в объеме 0/5 1,0% от объема пор, а затем окислителя, в качестве которого используют концентрированную серную кислоту в объеме 0,25% от объема пор. В качестве восстановителя используют двухлорное олово, тиосульфат натрия, сульфат натрия, сульфит натрия или сероводородсодержащую сточную воду с содержанием растворенного сероводорода 0,014 0,024 мас. и плотностью 1,1-1,13 г/см³. Способ позволяет стабилизировать водочувствительные глины и повысить эффективность восстановления первоначальной проницаемости призабойной зоны пластов, сложенных терригенными глиносодержащими породами. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ, СЛОЖЕННЫХ ТЕРРИГЕННЫМИ ГЛИНОСОДЕРЖАЩИМИ ПОРОДАМИ, включающий закачку в пласт окислителя, отличающийся тем, что перед закачкой окислителя в пласт закачивают восстановитель с концентрацией 0,1-7,5% в объеме 0,5 1,0% от объема пор, а в качестве окислителя используют концентрированную серную кислоту в объеме 0,25% от объема пор. 2. Способ обработки призабойной зоны пласта по п.1, отличающийся тем, что в качестве восстановителя используют двухлористое олово, тиосульфат натрия, сульфит натрия или сероводородсодержащую сточную воду с содержанием растворенного сероводорода 0,014-0,024 мас. и плотностью 1,1 1,13 г/см³.