СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к горной промышленности и, в частности, к способу ограничения водопритока в продуктивном пласте, сложенном плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах.

Известно, что с увеличением глубины скважины возрастают удельный вес и минерализация пластовых вод. В глубокозалегающих пластах (3000-4000 м) удельный вес пластовых вод приравнивается к удельному весу рассолов (1,117-1,2 г/см³). В результате эксплуатации таких скважин происходит естественное обводнение и приток этих тяжелых пластовых вод к забою скважины, они блокируют призабойную зону и приток нефти прекращается. В этих случаях необходима изоляция пластовых вод.

В таких скважинах приток пластовых вод происходит по наиболее проницаемой части пласта, но, как правило, приемистость для закачки тампонирующих агентов зачастую отсутствует и продавить составы в пласт нет возможности.

Известен способ ограничения водопритока в продуктивном пласте, включающий закачку в обводненную скважину и последующую продавку в продуктивный пласт тампонажного агента в виде 0,5-1%-ного раствора полиакриламида (ПАА) в пластовой воде и сшивающего агента, содержащего поливалентные катионы [1].

Недостатком известного способа является то, что данный способ не может быть использован для ограничения водопритока в продуктивном пласте, сложенном плотными малопроницаемыми терригенными породами, где приемистость для закачки тампонирующих агентов практически отсутствует и невозможно продавить их в продуктивный пласт.

Задачей изобретения является обеспечение ограничения водопритока в продуктивном пласте, сложенном плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах за счет создания предварительной приемистости для тампонирующих агентов в указанных породах.

Указанная цель достигается тем, что в способе ограничения водопритока в продуктивном пласте, включающем закачку в обводненную скважину и последующую продавку в продуктивный пласт тампонажного агента в виде 0,5-1%-ного раствора полиакриламида (ПАА) в пластовой воде и сшивающего агента, содержащего поливалентные катионы, в отличие от известного способа по прототипу перед нагнетанием в обводненную скважину 0,5-1%-ного раствора ПАА последовательно в нее нагнетают 3-15%-ный раствор триполифосфата натрия (ТПФН) и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол, метанол, 30- 40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла и углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Неонол - 1,5-2,5
30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла - 10-15
Метанол - 1-2
Углеводородный растворитель - Остальное,
повышают давление в скважине и выдерживают ее под давлением в течение 16-48 ч, а после продавки сшивающего агента в продуктивный пласт скважину выдерживают под давлением продавки в течение 8-16 ч.

Указанная задача достигается также тем, что давление в обводненной скважине после закачки в нее 0,5-1%-ного раствора ПАА повышают на 0,5-2 МПа.

А также тем, что в качестве сшивающего агента в продуктивный пласт продавливают 5-10%-ный раствор сернокислого алюминия.

Способ ограничения водопритока в пласте осуществляется следующим образом.

Готовят 3-15%-ный раствор ТПФН и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол, 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла, метанол и углеводородный растворитель, а также 0,5-1%-ный раствор ПАА, 5-10%-ный раствор сернокислого алюминия. Затем в обводненную скважину последовательно закачивают раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор и раствор ПАА, повышают давление в скважине и выдерживают ее под давлением в течение 24-48 ч. Повышают давление для того, чтобы создать перепад давления, направленный от скважины во внутрь пласта. Порой достаточно, чтобы был небольшой перепад давлений на продуктивный пласт до 0,5-2 МПа.

Так как пластовая вода поступает в основном по более проницаемым пропласткам, то в результате обработки растворы поступают именно в эти зоны, и там происходит закупоривание обводненных пропластков. Совместное использование 3-15%-ного раствора ТПФН и углеводороднощелочного раствора полностью восстанавливает приемистость продуктивного пласта для закачки тампонирующего агента.

За счет предварительной закачки в обводненную скважину 3-15%-ного раствора ТПФН и выдержки под избыточным давлением в течение 16-48 ч происходит предварительная очистка пор продуктивного пласта от нефтепродуктов, высокоминерализованных пластовых вод и различных химических агентов, использовавшихся для повышения нефтеотдачи пласта, появляется начальная небольшая приемистость и раствор ТПФН постепенно все глубже и глубже проникает в продуктивный пласт.

В продуктивный пласт вслед за 3-15%-ным водным раствором ТПФН под избыточным давлением, действующим в скважине, постепенно продавливается и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол, метанол, 30-40%-ный водный раствор гидроокиси щелочного металла и углеводородный растворитель в указанных соотношениях.

После продавливания в продуктивный пласт всего количества углеводородно-щелочного раствора приемистость по скважине восстанавливается полностью и становится возможным закачать в продуктивный пласт тампонажный агент - 0,5-1%-ный раствор полиакриламида в пластовой воде. Раствор ПАА под избыточным давлением в скважине продавливается в продуктивный пласт и взаимодействует с поливалентными катионами, присутствующими в высокоминерализованной пластовой воде. Вслед за раствором ПАА закачивается в пласт сшивающий агент, в качестве которого может быть использован 5-10%-ный раствор сернокислого алюминия, после чего скважину выдерживают под давлением продавки в течение 8-16 ч. Этого времени достаточно, чтобы в пласте в местах контакта раствора ПАА с пластовой водой и сшивающим агентом образовался стабильный гелевый раствор, который перекрывает водонасыщенные поры пласта и не вымывается при дальнейшей эксплуатации скважины. Этому также способствует и более глубокое проникновение тампонажного агента в глубь пласта, откуда его вымыть еще сложнее. Тем самым предотвращается поступление высокоминерализованных пластовых вод в скважину и блокирование ими поступления в скважину нефти.

Пример 1. Скважина глубиной 4100 м и с температурой 120^oC в августе 1996 г. стала давать нефть, содержащую большое количество минерализованной воды, а вскоре поступление нефти в скважину совсем прекратилось из-за блокирования ее пластовой водой. Из-за полного отсутствия приемистости закачать в обводненный продуктивный пласт тампонажный раствор (0,5%-ный раствор ПАА) не удавалось. Скважину обработали по предлагаемому способу. Для этого приготовили З%-ный раствор ТПФН и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол - 1,5 мас.%, метанол - 1 мас.%, 30%-ный раствор гидроокиси едкого калия - 10 мас.% и нефть - остальное, а также 0,5%-ный раствор ПАА в пластовой воде и 5%-ный раствор сернокислого алюминия. В скважину последовательно закачали 3%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор указанного состава и 0,5%-ный раствор ПАА, после чего повысили давление в скважине до 0,5 МПа и выдержали ее под давлением в течение 48 ч. По истечении этого времени появилась приемистость и все растворы, находящиеся в скважине, продавили в продуктивный пласт. Вслед за 0,5%-ным раствором ПАА в скважину закачали и продавили в продуктивный пласт 5%-ный раствор сернокислого алюминия, и скважину выдержали под давлением продавки в течение 16 ч. В результате проведенной изоляции после введения в эксплуатацию скважина дала не содержащую пластовой воды нефть, что свидетельствует об эффективной изоляции пластовой воды в продуктивном пласте.

Пример 2. Скважина глубиной 3800 м и с температурой 110^oC в июле 1996 г. стала давать нефть, содержащую большое количество минерализованной воды, и вскоре прекратила давать нефть из- за блокирования ее пластовой водой. Из-за полного отсутствия приемистости закачать в обводненный продуктивный пласт тампонажный раствор (1%-ный раствор ПАА) не удавалось. В скважине провели ограничение водопритока по предлагаемому способу. Для этого приготовили 15%-ный раствор ТПФН и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол - 2,5 мас.%, метанол - 2 мас.%, 40%-ный раствор гидроокиси едкого натрия - 15 мас. % и нефть - остальное, а также 1%-ный раствор ПАА в пластовой воде и 10%-ный раствор сернокислого алюминия. В скважину последовательно закачали 15%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор указанного состава и 1%-ный раствор ПАА, после чего повысили давление в скважине до 2 МПа и выдержали ее под давлением в течение 16 ч. По истечении этого времени появилась приемистость и все растворы, находящиеся в скважине, продавили в продуктивный пласт. Вслед за 1%-ным раствором ПАА в скважину закачали и продавили в пласт 10%-ный раствор сернокислого алюминия, и скважину выдержали под давлением продавки в течение 8 ч. В результате проведенной изоляции скважина дала не содержащую пластовой воды нефть, что свидетельствует об эффективной изоляции пластовой воды в продуктивном пласте.

Изобретение может найти применение в горной промышленности для ограничения водопритока в продуктивном пласте, сложенном плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах. Способ включает закачку в обводненную скважину и последующую продавку в продуктивный пласт тампонажного агента в виде 0,5 - 1%-ного раствора полиакриламида в пластовой воде и сшивающего агента, содержащего поливалентные катионы, в качестве которого используют 5 - 10%-ный раствор сернокислого алюминия. Перед нагнетанием в обводненную скважину 0,5 - 1%-ного раствора ПАА последовательно в нее нагнетают 3 - 15%-ный раствор триполифосфата натрия и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол, метанол, 30 - 40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла и углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%: неонол - 1,5 - 2,5, 30 - 40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла - 10 - 15, метанол - 1 - 2, углеводородный растворитель - остальное. После этого повышают давление в скважине до 0,5 - 2 МПа и выдерживают ее под давлением в течение 16 - 48 ч. После продавки сшивающего агента в продуктивный пласт скважину выдерживают под давлением продавки в течение 8 - 16 ч. Технический результат - создание предварительной приемистости скважины. 2 з.п. ф-лы.

1. Способ ограничения водопритока в продуктивном пласте, включающий закачку в обводненную скважину и последующую продавку в продуктивный пласт тампонажного агента в виде 0,5 - 1,0%-ного раствора полиакриламида (ПАА) в пластовой воде и сшивающего агента, содержащего поливалентные катионы, отличающийся тем, что перед нагнетанием в обводненную скважину 0,5 - 1,0%-ного раствора ПАА последовательно в нее нагнетают 3 - 15%-ный раствор триполифосфата натрия (ТПФН) и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол, метанол, 30 - 40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла и углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Неонол - 1,5 - 2,5
30 - 40%-ный Раствор гидроокиси щелочного металла - 10 - 15
Метанол - 1 - 2
Углеводородный растворитель - Остальное
повышают давление в скважине и выдерживают ее под давлением в течение 16 - 48 ч, а после продавки сшивающего агента в продуктивный пласт скважину выдерживают под давлением продавки в течение 8 - 16 ч. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление в обводненной скважине после закачки в нее 0,5 - 1,0%-ного раствора ПАА повышают до 0,5 - 2,0 МПа. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сшивающего агента в продуктивный пласт продавливают 5 - 10%-ный раствор сернокислого алюминия.