СПОСОБ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Российский патент 2004 года по МПК E21B43/02 E21B43/11 E21B43/12 E21B43/20 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может найти применение при различного рода воздействиях на продуктивный пласт при эксплуатации скважины и, в частности, при ее перфорации, глушении для возможности осуществления ремонта скважины, аварийном глушении, интенсификации добычи нефти, выравнивании профиля приемистости при поддержании пластового давления, например, заводнением и пр. Изобретение может быть применено в различных геологических условиях и, преимущественно, в условиях сложной геологии, характеризующейся неоднородностью продуктивного пласта с высоким коэффициентом его расчлененности.

При этом под термином "сохранения коллекторских свойств" следует понимать также и восстановление измененных коллекторских свойств до их исходного (первоначального) состояния. Эти изменения могут быть обусловлены несовершенством вскрытия продуктивного пласта еще в процессе бурения скважины, а также и любыми другими предшествующими операциями, не входящими в состав способа по данному изобретению.

Известен способ сохранения коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта с использованием рабочей жидкости на основе водных растворов минеральных солей, применяемых по отдельности или в виде их смеси (Орлов Г.А. и др. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991, с. 118).

Способ позволяет надежно заглушить скважину. Однако, после ввода скважины в эксплуатацию наблюдается резкое снижение продуктивности скважины. При этом восстановление коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта скважины до уровня начальных (исходных) свойств не представляется возможным.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет возможности сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта по всей его толщине и на расстоянии от скважины вглубь пласта, не меньшем зоны кольматации.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ сохранения коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта скважины включает помещение против продуктивного пласта рабочей жидкости, с добавкой мылонафта, в объеме пор и/или трещин продуктивного пласта в радиусе 0,3-2,0 м от ствола скважины, последующую продавку рабочей жидкости в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине, для чего устанавливают давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивного пласта, а пропитку пласта осуществляют при давлении, меньшем давления раскрытия естественных вертикальных трещин на 5-15% от установленного давления и в циклическом режиме повышения-сброса давления, после чего осуществляют запланированное воздействие на продуктивный пласт.

Кроме того:

при щадящем режиме глушения скважины для осуществления ремонтных работ в качестве рабочей жидкости используют техническую воду с добавкой мылонафта в количестве 0,15-1,2% от объема технической воды, при этом над рабочей жидкостью в скважине помещают утяжеленную технологическую жидкость в виде раствора соли одного или нескольких видов;

при аварийном глушении скважины над рабочей жидкостью в стволе скважины помещают порцию блокирующей жидкости с добавками хлористого кальция и мылонафта в количестве 0,3-1,4 м³ на 1 м мощности продуктивного пласта, при этом над блокирующей жидкостью в скважине помещают утяжеленную технологическую жидкость в виде раствора соли одного или нескольких видов;

при вскрытии продуктивного пласта в качестве рабочей жидкости используют техническую воду с добавкой мылонафта в количестве 0,15-10% от объема технической воды;

при интенсификации добычи нефти после продавки рабочей жидкости с мылонафтом в продуктивный пласт осуществляют выдержку скважины в течение 12-36 ч, после чего снижают давление на продуктивный пласт и осуществляют вынос продуктов реакции из этого пласта;

для поддержания пластового давления в продуктивном пласте продавку рабочей жидкости в этот пласт осуществляют с мылонафтом и оторочками раствора хлористого кальция, затем выдерживают скважину до выравнивания профиля приемистости продуктивного пласта и осуществляют нагнетание вытесняющего агента.

Сущность изобретения.

При многих известных видах воздействия на продуктивный пласт, т.е. при первичном вскрытии этого пласта, его временном глушении на какой-то период времени, при вторичном вскрытии и пр. в прискважинной зоне пласта образуется (аккумулируется), как правило, водонасыщенная зона. Это объясняется тем, что коллектор пласта - гидрофильный. За счет капиллярного давления в порах малого диаметра жидкость будет подниматься по капилляру до тех пор, пока капиллярное давление не уравновесится гидростатическим давлением столба поднявшейся жидкости. В результате этого вода удерживается в пласте капиллярными силами и блокирует выход нефти из пласта.

При глушении скважины водными растворами солей с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ) типа ИВВ-1 обеспечивают снижение межфазного натяжения при контакте водных растворов солей с нефтью в несколько раз. Однако необходимо считаться с высаливающей способностью высококонцентрированных водных растворов солей к этому ПАВ. С повышением температуры пласта это свойство усиливается и глушение скважины по такой технологии становится неэффективным. Кроме того, применяемые ПАВ обладают узким спектром физико-химического действия на прискважинную зону продуктивного пласта. Применяемая технология не обеспечивает эффективное воздействие на продуктивный пласт по всей его толщине, особенно в условиях сильной неоднородности продуктивного пласта, и на необходимую глубину прискважинной зоны. Воздействию подвергаются, как правило, зоны повышенной фильтрации, куда идет основной унос дорогостоящих реагентов, не обеспечивающий запланированного результата. При этом остальная матрица продуктивного пласта, характеризующаяся пониженной фильтрацией, остается безучастной как на стадии воздействия на пласт, так и на стадии последующего ввода скважины в эксплуатацию. При таком отклике продуктивного пласта с каждым воздействием на него ситуация только усугубляется. Отсюда становится понятным, почему коэффициент нефтеизвлечения из скважин едва превышает 35% (при среднестатистической величине подвижной нефти в продуктивном пласте не менее 70%).

В рамках настоящего изобретения предусмотрена активация всей системы действующей и потенциальной фильтрации продуктивного пласта, в том числе с его микро- и макропорами, по всей его высоте и по радиусу в пределах 0,3-2 м от ствола скважины (в зоне наиболее выраженной кольматации). Для этого, например, при необходимости временного глушения скважины прискважинную зону активизируют достаточно большим давлением для подачи в эту зону продуктивного пласта рабочей жидкости глушения. В общем случае идеальным давлением является давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивного пласта. С раскрытием естественных вертикальных трещин объединяют все разнородные по проницаемости пропластки и обеспечивают повышенную приемистость продуктивного пласта в целом по его толщине. Однако это давление предшествует развитию полнообъемного гидроразрыва с образованием горизонтальных трещин, что в данном случае не допустимо, поскольку чревато повторными “привычными” гидроразрывами уже при меньших давлениях. Поэтому продавку рабочей жидкости в продуктивный пласт осуществляют в режиме его пропитки, т.е. при давлении на 5-15% меньше давления раскрытия естественных вертикальных трещин и в циклическом режиме повышения-сброса давления.

Замечено, что циклический характер изменения давления создает условия непрерывного проявления упругих сил. В неоднородном пласте между различными пластами и пропластками разной проницаемости возникают градиенты гидродинамических давлений, способствующие интенсификации перетоков жидкостей из одних слоев в другие с принудительным внедрением жидкости в малопроницаемые участки при меньшем давлении, чем требуется при стационарном варианте продавки рабочей жидкости. Отмечена минимальная инерционность отклика малопроницаемых участков на циклические изменения давления, близкие к давлению раскрытия естественных вертикальных трещин пласта, с добавками в рабочую жидкость мылонафта. Мылонафт представляет собой натриевую соль нафтеновой кислоты - продукт щелочной нейтрализации нафтеновой кислоты (ее омыления). Он хорошо растворяется в воде, является активным ПАВ, снижающим силы поверхностного натяжения на границе нефть-металл-вода и диспергирующим асфальто-смоло-парафинистые образования (АСПО), обеспечивает разглинизацию прискважинной зоны. Универсальные свойства мылонафта в совокупности с описанной технологией его подачи в продуктивный пласт обеспечивают обработку всей матрицы продуктивного пласта со всей совокупностью его макро- и микропор. Этим самым создают надежную систему гидрозатвора продуктивного пласта, необходимую, например, при глушении продуктивного пласта. При этом воздействие на всевозможные поры пласта в течение времени глушения мылонафтом с его универсальными свойствами обеспечивает подготовку этих пор для последующего дренирования ими нефти по всей толщине пласта. При этом время ввода скважины в эксплуатацию после ее глушения может быть сокращено до нескольких часов (в сравнении с несколькими сутками по известному способу). При этом обеспечивают сохранение фильтрационных свойств продуктивного в их расширенном толковании (восстановлением этих свойств до исходных) за счет диспергирования асфальто-смоло-парафинистых образований и разглинизации прискважинной зоны. Это обеспечивает значительную экономию времени и средств в сравнении с известным способом, по которому ввод скважины в эксплуатацию занимает несколько суток при безвозвратной частичной потере фильтрационных свойств продуктивного пласта.

Особенностью вторичного вскрытия продуктивного пласта с применением настоящего изобретения является то, что это вскрытие осуществляют с использованием взрывчатых веществ (ВВ) с большим газовыделением и пониженной скоростью детонации для увеличения длительности взрывного импульса, например, аммиачно-селитренные ВВ (типа игданита). При этом выбирают такую мощность взрыва, при которой не происходит вскрытия естественных вертикальных трещин. Газообразные продукты взрыва образуют так называемый газовый пузырь, который в гидродинамической среде пульсирует на авторежиме в течение достаточно длительного времени. Это и обеспечивает последующую продавку рабочей жидкости с мылонафтом в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине, т.е. при давлении, меньшем давления раскрытия естественных вертикальных трещин и в нестационарном (циклическом) режиме повышения-сброса давления.

Нестационарный режим давления пропитки продуктивного пласта обеспечивает подключение к зонам активного дренирования малопроницаемых зон затрудненного дренирования с насыщением всех зон мылонафтом, усиливающим от цикла к циклу гидрофобизацию этих зон, разглинизацию и диспергирование АСПО. В итоге, при последующем вызове притока нефти из продуктивного пласта последний обеспечивает вынос всех продуктов реакции и нефтеотдачу всей системой макро- и микропор.

Особенностью способа для случая его использования для поддержания пластового давления в продуктивном пласте (при разработке) является применение оторочек раствора хлористого кальция. Эти оторочки могут быть отделены от оторочек раствора мылонафта оторочками, например, пресной воды. Это создает необходимые условия смешивания растворов мылонафта и хлористого кальция. Скважину выдерживают необходимое время. В результате образуется загущенная смесь, сохраняющая все необходимые свойства по способу и обеспечивающая дополнительное свойство выравнивания профиля приемистости в прискважинной зоне. В эту скважину, уже по существу нагнетательную, нагнетают вытесняющий флюид, например, воду.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважине против продуктивного пласта помещают рабочую жидкость, с добавкой мылонафта. Величину добавки мылонафта выбирают в зависимости от воздействия на продуктивный пласт. Например, при щадящем режиме глушения скважины мылонафт принимают в количестве 0,15-1,2% от объема рабочей жидкости, при аварийном глушении скважины - в количестве 0,3-1,4 м³ на 1 м мощности продуктивного пласта, при вскрытии продуктивного пласта - в количестве 0,15-10% от объема рабочей жидкости. Объем рабочей жидкости принимают в объеме пор и/или трещин продуктивного пласта в радиусе 0,3-2,0 м от ствола скважины. Затем продавливают рабочую жидкость в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине. Для этого предварительно по соседним скважинам или образцам породы устанавливают давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивного пласта. Собственно пропитку продуктивного пласта осуществляют при давлении, меньшем давления раскрытия естественных вертикальных трещин на 5-15% и в циклическом режиме повышения-сброса давления. После этого осуществляют запланированное воздействие на продуктивный пласт, например, его перфорацию или глушение для возможности осуществления ремонта скважины, или аварийное глушение, или интенсификацию добычи нефти, или выравнивание профиля приемистости при поддержании пластового давления, например, заводнением и пр.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может найти применение при различного рода воздействиях на продуктивный пласт при эксплуатации скважины и, в частности, при ее перфорации, глушении для возможности осуществления ремонта скважины, аварийном глушении, интенсификации добычи нефти, выравнивании профиля приемистости при поддержании пластового давления, например, заводнением и пр. Изобретение может быть применено в различных геологических условиях и, преимущественно, в условиях сложной геологии, характеризующейся неоднородностью продуктивного пласта с высоким коэффициентом его расчлененности. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта по всей его толщине и на расстоянии от скважины вглубь пласта, не меньшем зоны кольматации. Сущность изобретения: способ включает помещение против продуктивного пласта рабочей жидкости с добавкой мылонафта. Объем рабочей жидкости принимают в объеме пор и/или трещин продуктивного пласта в радиусе 0,3-2,0 м от ствола скважины. Затем продавливают рабочую жидкость в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине. Для этого устанавливают давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивного пласта. Пропитку пласта осуществляют при давлении, меньшем давления раскрытия естественных вертикальных трещин на 5-15% от установленного давления и в циклическом режиме повышения-сброса давления. После этого осуществляют запланированное воздействие на продуктивный пласт. 5 з.п. ф-лы.

1. Способ сохранения коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта, включающий помещение против продуктивного пласта рабочей жидкости, с добавкой мылонафта, в объеме пор и/или трещин продуктивного пласта в радиусе 0,3-2,0 м от ствола скважины, последующую продавку рабочей жидкости в продуктивный пласт в режиме пропитки этого пласта по всей его толщине, для чего устанавливают давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивного пласта, а пропитку пласта осуществляют при давлении, меньшем давления раскрытия естественных вертикальных трещин на 5-15% от установленного давления и в циклическом режиме повышения-сброса давления, после чего осуществляют запланированное воздействие на продуктивный пласт.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при щадящем режиме глушения скважины для осуществления ремонтных работ в этой скважине в качестве рабочей жидкости используют техническую воду с добавкой мылонафта в количестве 0,15-1,2% от объема технической воды, при этом над рабочей жидкостью в скважине помещают утяжеленную технологическую жидкость в виде раствора соли одного или нескольких видов.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при аварийном глушении скважины над рабочей жидкостью в стволе скважины помещают порцию блокирующей жидкости с добавками хлористого кальция и мылонафта в количестве 0,3-1,4 м³ на 1 м мощности продуктивного пласта, при этом над блокирующей жидкостью в скважине помещают утяжеленную технологическую жидкость в виде раствора соли одного или нескольких видов.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при вскрытии продуктивного пласта в качестве рабочей жидкости используют техническую воду с добавкой мылонафта в количестве 0,15-10% от объема технической воды.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при интенсификации добычи нефти после продавки рабочей жидкости с мылонафтом в продуктивный пласт осуществляют выдержку скважины в течение 12-36 ч, после чего снижают давление на продуктивный пласт и осуществляют вынос продуктов реакции из этого пласта.6. Способ по п.1, отличающийся тем, что для поддержания пластового давления в продуктивном пласте продавку рабочей жидкости в этот пласт осуществляют с мылонафтом и оторочками раствора хлористого кальция, затем выдерживают скважину до выравнивания профиля приемистости продуктивного пласта и осуществляют нагнетание вытесняющего агента.