СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ЗОН ПЛАСТА Российский патент 2009 года по МПК E21B33/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к селективной изоляции высокопроницаемых промытых водой зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах при отсутствии точных сведений о местоположении указанных зон пласта в неоднородных коллекторах нефтяных месторождений.

Известен способ изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающий закачку в скважину раствора, содержащего силикат натрия, минеральную кислоту (соляную или серную), биополимер и воду [патент РФ №1774689, опублик. 1996.01.10].

Недостатком этого способа является неэффективность селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающий закачку в пласт газообразователя с последующей закачкой изолирующего состава в высокопроницаемые зоны [патент РФ №2079648, опублик. 1997.05.20 - прототип].

Недостатком этого способа является его невысокая эффективность. Это связано с тем, что газообразователь фильтруется в пропластки в соответствии с их фазовой проницаемостью и в основном в высокопроницаемые зоны пласта, а при закачке в скважины изолирующего материала не происходит селективной изоляции только высокопроницаемых пластов. Т.е. изолирующий состав проникает как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пласты.

В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности селективной изоляции высокопроницаемых пластов.

Задача решается тем, что в способе селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающем закачку через добывающую скважину изолирующего состава и технологическую выдержку, согласно изобретению закачку изолирующегося состава проводят двумя порциями, объем первой порции назначают 1-10 м³ на 1 м мощности перфорированных нефтяных зон пласта, а отношение объемов порций назначают как 1:(1-2), причем после каждой порции изолирующего состава проводят продавку, технологическую выдержку и определение приемистости, а после закачки последней порции изолирующего состава проводят освоение скважины и запуск ее в работу.

После закачки второй порции возможна закачка третьей порции изолирующего состава при отношении объемов первой и третьей порций как 1:(0,5-2).

В первую порцию изолирующего состава для увеличения вязкости состава возможно дополнительное введение загустителя в виде водорастворимого полимера при концентрации 0,01-0,3%.

Закачку каждой порции осуществляют равными оторочками с одинаковой вязкостью с уменьшением времени начала гелеобразования и увеличением содержания кислотного гелеобразователя в каждой последующей оторочке от 0,6 мас.% в первой до 1,9 мас.% в последней.

Сущность изобретения

Большинство нефтяных залежей обладает неоднородностью коллекторов по проницаемости жидкостей вода-нефть. При разработке таких залежей в первую очередь обводняются высокопроницаемые зоны нефтяного пласта, а низкопроницаемые зоны остаются невыработанными. Существующие на данный момент методы не позволяют селективно изолировать промытые водой зоны пласта. Разработка нефтяных месторождений, в основном, ведется системой нагнетательных и добывающих скважин. Нагнетательные скважины оказывают большое влияние на добывающие скважины, т.е. за счет совместной работы ближайших нагнетательной и добывающих скважин к обрабатываемой добывающей скважине в последней скважине существует движение жидкости по высокопроницаемым пропласткам. За счет этого происходит частичный размыв закачиваемого гелеобразующего состава или смещение его в сторону работающих добывающих скважин. Поэтому для создания наиболее эффективной изоляции необходимо закачивать состав два-три раза. Первая порция закаченного изолирующего состава создает изолирующий экран с одной стороны скважины, для создания изолирующего экрана с другой стороны необходима закачка второй порции изолирующего состава и если ее недостаточно, то закачивается третья порция изолирующего состава.

Предлагаемый способ позволяет основательно изолировать промытые высокопроницаемые зоны пласта.

В скважину закачивают первую порцию изолирующего состава в объеме 1-10 м³ на 1 м мощности перфорированных нефтяных зон пласта. Для уменьшения размыва в нее добавляют для увеличения вязкости состава 0,01-0,3% полимера. В качестве полимера можно использовать как полиакриламид или полиакрилонитрил, так и биополимер. После продавки и технологической выдержки определяют приемистость скважины. Если приемистость скважины изменилась незначительно на 10-15%, то осуществляют повторную закачку изолирующего состава в таком же или увеличенном в два раза объеме. После повторной закачки изолирующего состава, продавки и выдержки снова определяют приемистость скважины. Если она уменьшилась и составляет 30-40% от первоначальной, то осуществляют третью закачку изолирующего состава в объеме равном, увеличенном или уменьшенном в два раза. Если приемистость скважины уменьшилась и составляет 5-10% от первоначальной, то закачку третьей порции не производят, а осваивают скважину и пускают ее в работу.

Причем закачку порции изолирующего состава осуществляют одинаковыми оторочками, при этом состав от первой до последней оторочки подбирают обеспечивающим одновременное начало гелеобразования состава в пласте.

Способ осуществляется следующим образом.

Пример 1. В добывающую скважину, имеющую 16 м перфорированной мощности (2 м имеет проницаемость 0.05 мкм², 3 м - 0.07 мкм², 2 м имеет проницаемость 0.1 мкм², 3 м - 0.2 мкм², 2 м - 0.35 мкм², 4 м - 0.5 мкм²), насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2,5 дюйма спущены на глубину 1200 м (внутренний объем НКТ составляет 3,7 м³) воронка НКТ находится на уровне верхних отверстий интервала перфорации (приемистость по воде 144 м³/сут (6 м³/час) при давлении 8 МПа (пластовая температура 60°С), закачивают:

1. Буферную оторочку пресной воды в объеме 2 м³.

2. Изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 16 м³ (1 м³ на 1 м мощности перфорированных зон пласта) с содержанием полимера (полиакриламид - DKS-ORP-F40NT) 0,01 мас.% в том числе:

2.1. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, соляная кислота 0,75 мас.%, полиакриламид - 0,01 мас.%, остальное пресная вода, в объеме

8 м³ с временем начала гелеобразования 3,3 часа.

2.2. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, соляная кислота 0,8 мас.%, полиакриламид - 0,01 мас.%, остальное пресная вода, в объеме

8 м³ с временем начала гелеобразования 2 час.

3. После продавки и технологической выдержки определили приемистость скважины. Она составила 132 м³/сут (5,5 м³/час) при давлении 8 МПа. Уменьшение приемистости составило 8%.

4. Назначили объем закачки второй порции изолирующего состава в объеме 1: 2, т.е. 32 м³.

5. Закачали изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 32 м³, в том числе:

5.1. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, соляная кислота 0,65 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 8 м³, с временем начала гелеобразования 6,6 часа.

5.2. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, соляная кислота 0,7 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 8 м³, с временем начала гелеобразования 6,3 часа.

5.3. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, соляная кислота 0,75 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 8 м³, с временем начала гелеобразования 3,7 часа.

5.4. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3,5 мас.%, соляная кислота 0,8 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 8 м³, с временем начала гелеобразования 2,3 часа.

6. После продавки и технологической выдержки определили приемистость скважины. Она составила 14,4 м³/сут (0,6 м³/час) (10% от первоначального) при давлении 8 МПа. Уменьшение приемистости составило 90%.

7. Осваивают скважину компрессированием.

8. Спускают подземное оборудование и запускают скважину в работу.

До описанной выше обработки дебит скважины по жидкости в ее продукции присутствовало 96% воды и 4% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 50% воды и 50% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 0,9 т/сут., а после обработки - 6,5 т/сут.

Пример 2. В добывающую скважину, имеющую 25 м перфорированной мощности (2 м имеет проницаемость 0.05 мкм², 3 м - 0.07 мкм², 2 м имеет проницаемость 0.1 мкм², 3 м - 0,2 мкм², 5 м - 0.3 мкм², 4 м - 0,4 мкм², 6 м - 0,5 мкм²), насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2,5 дюйма спущены на глубину 1320 м (внутренний объем НКТ составляет 4,0 м³), воронка НКТ находится на уровне верхних отверстий перфорации высокопроницаемого пропластка, приемистость по воде 360 м³/сут (15 м³/час) при давлении 7 МПа (пластовая температура 70°С) закачивают:

1. Буферную оторочку пресной воды в объеме 2 м³.

2. Изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 50 м³ (2 м³ на 1 м мощности перфорированных зон пласта) с содержанием полимера (биополимер-симусан) 0,02 масс.% в том числе:

2.1. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, щавелевая кислота 1,3 мас.%, биополимер - 0,01 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³ с временем начала гелеобразования 3,6 часа.

2.2. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, щавелевая кислота 1,4 мас.%, биополимер - 0,01 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³ с временем начала гелеобразования 2,8 часа.

2.3. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, щавелевая кислота 1,45 мас.%, биополимер - 0,01 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5

м³ с временем начала гелеобразования 2,0 часа.

2.4. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3,5 мас.%, щавелевая кислота 1,5 мас.%, биополимер - 0,01 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 1,1 часа.

3. После продавки и технологической выдержки определили приемистость скважины. Она составила 312 м³/сут (13 м³/час) при давлении 8 МПа. Уменьшение приемистости составило 13,3%.

4. Назначили объем закачки второй порции гелеобразующего состава в объеме 1:1, т.е. 50 м³.

5. Закачали изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 50 м³, в том числе:

5.1. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, щавелевая кислота 1,25 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 4,2 часа.

5.2. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, щавелевая кислота 1,35 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 3,2 часа.

5.3. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, щавелевая кислота 1,45 мас.%, остальное пресная вода, 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 2,3 часа.

5.4. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3,5 мас.%, щавелевая кислота 1,5 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 1,3 часа.

6. После продавки и технологической выдержки определили приемистость скважины. Она составила 192 м³/сут (8 м³/час) (53% от первоначального) при давлении 8 МПа. Уменьшение приемистости составило 47%.

7. Назначили объем закачки третьей порции изолирующего состава в объеме 1:1:2, т.е. 100 м³.

8. Закачали изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 100 м³ в том числе:

8.1. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 6,5 мас.%, уксусная кислота 1,25 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 13 часов.

8.2. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 6 мас.%, уксусная кислота 1,35 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 11,5 часа.

8.3. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5,5 мас.%, уксусная кислота 1,4 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 9,9 часа.

8.4. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, уксусная кислота 1,5 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 8,4 часа.

8.5. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, уксусная кислота 1,6 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 6,8 часа.

8.6. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, уксусная кислота 1,7 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 5,0 часов.

8.7. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3,5 мас.%, уксусная кислота 1,8 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 3,7 часа.

8.8. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3 мас.%, уксусная кислота 1,9 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 12,5 м³, с временем начала гелеобразования 2,1 часа.

9. После продавки и технологической выдержки определили приемистость скважины. Она составила 48 м³/сут (2 м³/час) (13,3% от первоначального) при давлении 8 МПа. Уменьшение приемистости составило 86,7%.

10. Осваивают скважину свабированием.

11. Спускают подземное оборудование и запускают скважину в работу.

До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 95% воды и 5% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 60% воды и 40% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 2,6 т/сут, а после обработки - 8,0 т/сут.

Пример 3. В добывающую скважину, имеющую 22 м перфорированной мощности (1,5 м имеет проницаемость 0,03 мкм², 2,5 м - 0,05 мкм², 2 м - 0.07 мкм², 2,5 м - 0.1 мкм², 2 м - 0,2 мкм², 3 м - 0.3 мкм², 2,5 м - 0,4 мкм², 6 м - 0,5 мкм²), насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2,5 дюйма спущены на глубину 1250 м (внутренний объем НКТ составляет 3,8 м³) воронка НКТ находится на уровне верхних дыр перфорации высокопроницаемого пропластка, приемистость по воде 336 м³/сут (14 м³/час) при давлении 9 МПа (пластовая температура 65°С) закачивают:

1. Буферную оторочку пресной воды в объеме 2 м³.

2. Изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 44 м³ (2 м³ на 1 м мощности перфорированных зон пласта) с содержанием полимера (полиакрилонитрил - гипан) 0,3 мас.%;

2.1. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,1 мас.%, полиакрилонитрил - 0,3 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м³, с временем начала гелеобразования 3,5 часа.

2.2. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,2 мас.%, полиакрилонитрил - 0,3 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м³, с временем начала гелеобразования 2,7 часа.

2.3. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,3 мас.%, полиакрилонитрил - 0,3 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м³, с временем начала гелеобразования 1,9 часа.

2.4. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3,5 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,5 мас.%, полиакрилонитрил - 0,3 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м, с временем начала гелеобразования 1,1 часа.

3. После продавки и технологической выдержки определили приемистость скважины. Она составила 288 м³/сут (12 м³/час) при давлении 9 МПа. Уменьшение приемистости составило 14,3%.

4. Назначили объем закачки второй порции изолирующего состава в объеме 1:1, т.е. 44 м³.

5. Закачали изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 44 м³:

5.1. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,1 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м³ с временем начала гелеобразования 4,0 часа.

5.2. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,15 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м³ с временем начала гелеобразования 3,1 часа.

5.3. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,25 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м³ с временем начала гелеобразования 2,2 часа.

5.4. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3,5 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,45 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м с временем начала гелеобразования 1,3 часа.

6. После продавки и технологической выдержки определили приемистость скважины. Она составила 120 м³/сут (5 м³/час) (36% от первоначального) при давлении 9 МПа. Уменьшение приемистости составило 64%.

7. Назначили объем закачки третьей порции гелеобразующего состава в объеме 2:2:1, т.е. 22 м³.

8. Закачали изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 22 м³:

8.1. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,05 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м³ с временем начала гелеобразования 5,2 часа.

8.2. Изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, однозамещенный фосфат калия - 1,15 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 11 м³ с временем начала гелеобразования 3,0 часа.

9. После продавки и технологической выдержки определили приемистость скважины. Она составила 24 м³/сут (1,0 м³/час) (7% от первоначального) при давлении 9 МПа. Уменьшение приемистости составило 93%.

До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 99% воды и 1% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 40% воды и 60% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 0,6 т/сут, а после обработки - 8,4 т/сут.

Применение предлагаемого изобретения позволяет снизить обводненность продукции скважины на 35-50% и увеличить дебит по нефти в три-четырнадцать раз.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к селективной изоляции высокопроницаемых промытых водой зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах при отсутствии точных сведений о местоположении указанных зон пласта в неоднородных коллекторах нефтяных месторождений. Способ включает закачку через добывающую скважину изолирующего состава и технологическую выдержку. Закачку изолирующегося состава проводят двумя порциями. Объем первой порции назначают 1-10 м³ на 1 м мощности перфорированных нефтяных зон пласта, а отношение объемов порций назначают как 1:(1-2). После каждой порции изолирующего состава проводят продавку, технологическую выдержку и определение приемистости, а после закачки последней порции изолирующего состава проводят освоение скважины и запуск ее в работу. Технический результат - повышение эффективности изоляции высокопроницаемых пластов. 3 з.п. ф-лы.

1. Способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающий закачку через добывающую скважину изолирующего состава и технологическую выдержку, отличающийся тем, что закачку изолирующегося состава проводят двумя порциями, объем первой порции назначают 1-10 м³ на 1 м мощности перфорированных нефтяных зон пласта, а отношение объемов порций назначают как 1:(1-2), причем после каждой порции изолирующего состава проводят продавку, технологическую выдержку и определение приемистости, а после закачки последней порции изолирующего состава проводят освоение скважины и запуск ее в работу.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки второй порции закачивают третью порцию изолирующего состава при отношении объемов первой и третьей порций как 1:(0,5-2).

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в первую порцию изолирующего состава для увеличения вязкости состава дополнительно вводят загуститель в виде водорастворимого полимера при концентрации 0,01-0,3%.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку каждой порции осуществляют равными оторочками с одинаковой вязкостью с уменьшением времени начала гелеобразования и увеличением содержания кислотного гелеобразователя в каждой последующей оторочке от 0,6 мас.% в первой до 1,9 мас.% в последней.