СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В НЕОДНОРОДНЫХ, ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ, ПОРИСТЫХ И ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ, НИЗКО- И ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокообводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами. Относится, в частности, к области повышения нефтегазоотдачи пластов и интенсификации притоков. Известно, что в процессе эксплуатации нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокообводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами интенсивно происходит обводнение по геологическим, технологическим и техническим причинам.

Известен способ интенсификации притоков с помощью гидравлического разрыва пласта (ГРП) в крепко сцементированных породах-коллекторах. Недостатком способа является то, что при наличии подошвенных вод создаваемая трещина может соединиться с водонасыщенной частью пласта, что требует значительных дополнительных затрат на проведение водоизоляционных работ в скважине [Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта.- М.: «Недра», 1970. - С.233-238]. Не определен температурный допустимый диапазон его применения.

Известен способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП [патент РФ №2398102 C1, МПК E21B 43/22, 2010 г.], включающий селективную закачку в обводненный пласт водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка. Используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его с кварцевым песком осуществляют вначале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полимера-полиакриламида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем - закачку водного раствора полиакриламида (0.005 мас.%) с вязкостью (0.55 сП) на 10% большей вязкости пластовой воды (0.5 сП), в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2. Недостатком способа является то, что в добывающих скважинах закрепление производится тампонажным составом из цемента, который практически не создает дополнительный блокирующий экран в ПЗП и кольматирует нефтенасыщенный и водонасыщенный интервал пласта, ограничивая впоследствии приток нефти. Кроме того, закрепление цементом разрушается при применении кислотных составов для вызова притока и нарушается герметичность цемента при перфорации, в дальнейшем требуются значительные дополнительные затраты на проведение водоизоляционных работ в скважине.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [заявка 98116654/33 РФ, E21B 47/00, заявлено 04.09.98, опубликовано 20.06.00, Бюл. №17]. Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами и с низкими ФЕС является бурение второго ствола. Ожидаются большие затраты на бурение второго ствола и невысокая вероятность его попадания в продуктивную зону, особенно в коллекторах с линзами и пропластками пород, имеющими достаточно хорошие фильтрационно-емкостные свойства. Не определен температурный допустимый диапазон применения способа.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому способу является способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин [патент РФ №2231630, C17 E21B 43/00, 43/32, 2002]. Недостатком способа является то, что по этому способу обеспечивается восстановление продуктивности скважин, предотвращение притока пластовых вод, ликвидация перетоков только в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными к водонефтяным контактам. Следующие недостатки способа: не определен температурный допустимый диапазон его применения, закрепление производится тампонажным составом из цемента.

Основная задача при создании нового изобретения состоит в разработке надежного способа повышения нефтегазоотдачи в неоднородных, высокообводненных, трещиноватых и пористых продуктивных пластах с температурами от 20 до 100 градусов, для нефтяных и газовых залежей.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокообводненными, трещиноватыми и пористыми продуктивными пластами с температурами от 20 до 100 градусов путем ликвидации притоков пластовых, подошвенных вод и проведением комплексных физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия или проведением гидравлического разрыва на нефтенасыщенный интервал пласта.

Технический результат изобретения заключается в получении дополнительной добычи нефти, повышении эффективности выработки запасов нефти и газа из скважин путем проведения комплексных физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия или ГРП на нефтенасыщенный интервал пласта с предварительной ликвидацией притоков пластовых и подошвенных вод, заколонных перетоков с температурами от 20 до 120 градусов.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, включающим проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции, при этом при проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью, особенностью является то, что водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м метров по радиусу от ствола скважины; герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м метров по радиусу от ствола скважины; вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны; осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал.

Водоизолирующая полимер-глинисто-кварцевая система (ПГКС) известна по патенту РФ №2398102, C1 МПК E21B 43/22, 2010 г.

Рецептура состава БСТС защищена авторским свидетельством (авторское свидетельство №1620610, опубл. 1990 г.) и патентом [патент РФ 2439119, C2, МПК C09K 8/44, опубл. 2010].

Весь процесс применения способа производится в следующем порядке. Первоначально по материалам ПГИС устанавливается интервал притока воды по пласту или перетоки за колонной, положение ВНК или ГНК в конкретной добывающей скважине. К примеру, по фиг.1, имеется определенный интервал перфорации (4), определен ВНК (3), выявлен приток пластовой воды (5) по заколонному перетоку или созданием конуса из нижней водонасыщенной части пласта (1), при этом верхний пласт (2) нефтенасыщенный. Для изоляции пластовой воды первоначально перекрывается весь перфорированный интервал цементным мостом (6) по фиг.2. После цемент разбуривается по фиг.3 до нижних перфорационных отверстий фильтра и вскрывается перфорацией интервал (1) до 4 метров ниже ВНК. Приемистость должна быть не менее 200 м³/сут при давлении 10 МПа. Далее проводится селективная закачка водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы с созданием блокирующего экрана (2) по обводненному пласту не менее 20 м и продавливается продавочной жидкостью до пласта. Далее производится дополнительная перфорация (3) на расстоянии 2 м выше ВНК и закачивается герметизирующая композиция на основе быстросхватывающей тампонажной смеси (БСТС) с оттеснением воды вглубь пласта (4). Производится продавка БСТС с созданием дополнительного блок-экрана (4) в радиусе не менее 5 м от ствола скважины, при этом внутри эксплуатационной колонны оставляется состав (5), перекрывающий вновь образованные верхние и нижние перфорационные отверстия. По окончании продавочной жидкости продавки (6) проводят обратную промывку с расчетным противодавлением в количестве двух объемов НКТ, скважину закрывают и выдерживают под давлением для прохождения реакции полимеризации и затвердевания водоизолирующих и герметизирующих компонентов в течение 6 часов. По истечении указанного срока по фиг.4 производится нормализация забоя до интервала выше ВНК не менее 3-4 метров (3). Последовательно производится повторная перфорация (2) по нефтенасыщенному интервалу продуктивного пласта с глубиной перфорационных отверстий, выходящей по радиусу за пределы загрязненной зоны. Затем производят ГРП или другие комплексные физико-химические, волновые, механические, акустические методы воздействия (4) на нефтенасыщенный интервал пласта (2) с освоением струйными насосами (6) и ввод скважины в эксплуатацию.

Одно из достоинств способа по сравнению с прототипом - это преимущество БСТС перед традиционным портландцементом, определенное исследованиями и подтвержденное патентами. Следующие преимущества БСТС при применении:

- регулирование удельного веса от 1,1-2,2 г/см³, вязкость в процессе закачки равнозначна вязкости нефти и хорошо фильтруется по порам пласта, трещины и негерметичности;

- регулирование времени затвердевания от 30 мин до 6 часов;

- расширение в объеме от 50°C до 100°C и более от 10-80%;

- стойкость образовавшегося камня подземным агрессивным средам, щелочам и кислотам;

- ударостойкость и эластичность отвердевшего камня;

- прочность до 6 МПа.

При перфорации любым зарядом камень из БСТС не разрушается, а образуется отверстие для притока нефти. Отличительным свойством БСТС перед традиционным цементным раствором является то, что, обхватывая эксплуатационную колонну, защищает ее от коррозии.

Тампонажная смесь БСТС используется в двух видах, одна - для низкотемпературных скважин от 20 до 60°C, другая - от 60 до 100°С, в зависимости от отвердителя. Результаты лабораторных данных по исследованию затвердевания БСТС в зависимости от температуры показаны в таблице 1.

Таблица 1 Результаты лабораторных исследований БСТС Содержание, масс.% Температура, °С Время загустевания, ч-мин Время схватывания, ч-мин Прочность на изгиб, МПа Расширение, % КФ-Ж Барит НТФ 2% вод. раствор АПСМ Предлагаемый состав с отвердителем НТФ 50 49,0 2,5 - 20 5-10 6-20 3,3   50 48,2 3,5 - 20 3-15 4-15 3,7   50 47,7 4,5 - 20 1-40 2-25 4,1   50 48,4 5,5 - 20 0-52 1-20 4,4   50 47,0 1,5 - 55 4-20 5-10 5,2   50 45.3 2,5 - 55 3-05 3-55 5,8   50 42,35 3,5 - 60 2-05 3-00 7,1   50 40,8 4,5 - 60 1-10 1-45 8,2   Предлагаемый состав с отвердителем АПСМ 50 48,5 - 0,5 60 4-10 4-30 4,2 20,6 50 47,0 - 2,0 100 0-40 0-45 8,6 79,4 Примечание: НТФ - Нитрилтриметилоросфоновая кислота. Барит - BaSO 4, АПСМ - аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди.

При наличии заколонных перетоков пластовой воды в добывающей скважине или при влиянии подошвенных вод изоляционные работы проводятся без закрытия нефтенасыщенного фильтра и с применением мостовых пробок, пакеров-ретейнеров. Технологическая последовательность остается подобной, как и при ликвидации притока воды по пласту, вышепредложенному.

Предложенный способ повышения нефтеотдачи более надежен по сравнению с прототипом, используемые материалы просты в приготовлении, являются доступными, недорогими, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве. Способ может быть использован в пластах с различными коллекторскими свойствами, включая в первую очередь неоднородные, высокообводненные, пористые и трещиновато-пористые, низко- и высокотемпературные продуктивные пласты, достигается эффективное извлечение нефти комплексными методами, все в целом способствует увеличению нефтегазоотдачи. Может использоваться в нефтяных и газовых залежах. Опытно-промышленные работы по опробированию предлагаемого способа на Самотлорском месторождении и других месторождениях Нижневартовского района показали высокую технологичность и эффективность.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокобводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами. Обеспечивает повышение надежности изоляции притока пластовых вод к забою, заколонных перетоков воды и газа по цементному кольцу при минимальных капитальных затратах. Сущность изобретения: способ включает проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции. При проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью. Согласно изобретению водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м по радиусу от ствола скважины. Герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м по радиусу от ствола скважины. Вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны. Осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал. 4 ил., 1 табл.

Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, включающий проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции, при этом при проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью, отличающийся тем, что водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м по радиусу от ствола скважины; герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м по радиусу от ствола скважины; вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны; осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал.