Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах Российский патент 2021 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 E21B33/138 C09K8/74 C09K8/42 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с применением селективных кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта, сложенного карбонатными породами или терригенными породами с содержанием карбонатов более 15%.

В ряде случаев скважина изначально имеет низкую проницаемость, и для получения запланированной эффективности необходима стимуляция притока нефти. В других случаях стимуляция используется для улучшения проницаемости и увеличения производительности уже работающих скважин, имеющих низкую продуктивность. В процессе эксплуатации скважины происходит непрерывное изменение проницаемости продуктивного пласта, в частности, призабойной зоны пласта. Снижение проницаемости происходит вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола и других причин. В результате протекания подобных процессов снижается дебит скважины и возникает необходимость в воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Для повышения продуктивности скважин, разрабатывающих трещиноватые коллекторы, наиболее эффективным является применение большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) с целью растворения карбонатных пород, слагающих пласт, для повышения или же восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП).

Селективная кислотная обработка позволяет блокировать наиболее проницаемые слои призабойной зоны пласта (ПЗП) отклоняющим составом, избирательно воздействовать кислотной композицией на карбонатный коллектор, более эффективно расходовать химические реагенты за счет вовлечения в эксплуатацию нефтенасыщенных, ранее не работавших интервалов; уменьшить неоднородность ПЗП по проницаемости. При этом общий объем кислотных составов разбивается на несколько оторочек, закачиваемых в скважину поочередно с отклонителем и растворителем. Технология обеспечивает отклонение каждой последующей оторочки кислоты в низкопроницаемую зону. В целом БСКО представляет собой последовательную закачку в скважину оторочек технологических жидкостей. Последовательность оторочек и результат их воздействия на породу пласта принято называть дизайном кислотной обработки. При правильном проектировании можно добиться помимо существенного прироста продуктивности еще и выравнивания профиля притока, что увеличивает степень выработки запасов нефти из пласта.

Принимая во внимание значительные затраты, связанные с большеобъемной селективной кислотной обработкой пласта, требуется обеспечение эффективного проектирования дизайна кислотной обработки для получения прогнозируемого результата.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа, содержащего в масс. %: дисперсионную среду - углеводородную жидкость 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного таллового масла с соляной кислотой в расчете на амины 0,02-0,08, дисперсную фазу - синтетическую ингибированную 10-18%-ную соляную кислоту - остальное, и кислоту (см. Патент РФ №2494244, МКИ Е21В 43/27, публ. 2013 г.).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие сложности и трудоемкости приготовления нефтекислотной эмульсии, а также необходимости разогрева эмульсии выше температуры пласта для ее разложения.

Известен способ кислотной обработки скважин карбонатного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку углеводородного растворителя и кислоты, причем углеводородный растворитель закачивают до и после закачки смеси кислоты с поверхностно-активным веществом и спиртосодержащим реагентом (см. Патент РФ №2161250, МКИ Е21В 43/27, публ. 2000 г.).

Недостатком данного способа является вероятность попадания кислотной оторочки в водонасыщенную часть пласта, что может привести к преждевременному обводнению скважины и снижению эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Наиболее близким к заявляемому является способ большеобъемной селективной кислотной обработки добывающих скважин в карбонатных коллекторах, включающий закачку в скважину оторочки кислотного состава с удельным объемом 1,5-3 м³ на 1 м нефтенасыщенного интервала и нелинейно-вязкой отклоняющей жидкости-отклонителя перед и/или после оторочки кислотного состава, причем закачку кислотного состава осуществляют с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава, которые определяют математическим моделированием процесса с учетом изменения устьевого и забойного давления, типа кислотного состава, типа отклонителя, пористости и проницаемости породы (см. Патент РФ №2547850, МКИ Е21В 43/27, публ. 2015 г.).

Известный способ недостаточно эффективен для большеобъемной кислотной обработки карбонатных коллекторов по следующим причинам:

- сложность вычислительного процесса математического моделирования;

- большое количество вычислительных операций по подготовке к процессу БСКО;

- отсутствие критериев выбора типа кислотного состава;

- низкий расход закачки химических реагентов;

- отсутствие градации растворителей (углеводородный, взаимный), применяемых в качестве буферной жидкости.

Технический результат заявляемого изобретения - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах за счет повышения скорости закачки химических реагентов, учета литолого-минералогических и фильтрационно-емкостных характеристик пласта-коллектора, ускорения процесса расчета характеристик воздействия химических реагентов и снижения материалоемкости процесса за счет предварительного выбора наиболее эффективных режимов обработки, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины по всей перфорированной толщине пласта, а также использование кислотного состава, обладающего высокой эффективностью за счет совместимости с пластовыми флюидами, предотвращающего формирование и разрушение сладж-комплексов.

Технический результат достигается путем создания способа большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах, включающего закачку в скважину растворителя, кислотного состава и жидкости-отклонителя с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава, для этого предварительно осуществляют отбор керна, определяют геолого-физические характеристики пласта, особенности пустотного пространства, проводят фильтрационные исследования керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя, отклонителя и модифицирующих добавок, далее проектируют дизайн большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществляют кислотную обработку путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м³/мин растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м³ на 1 метр перфорированного интервала и жидкости - отклонителя, причем в качестве растворителя берут взаимный растворитель или углеводородный растворитель, в качестве кислотного состава - кислоту соляную ингибированную синтетическую для нефтегазодобычи марок а, б, в, г, кислоту соляную ситетическую ингибированную модифицированную TATOL/ТАТОЛ®-HCl марок HCl-8/12/2500; HCl-8/12/5000; HCl-24/2500; HCl-24/5000 и соляно-кислотный состав TATOL/ТАТОЛ - СКС марок HCl-15/2500, HCl-15/5000, HCl-24/2500, HCl-24/5000, а в качестве отклонителя - ЗКС-М 1-3 марок ЗКС-1М(а) и ЗКС-1М(б).

Оптимальное соотношение объема отклонителя к объему кислотного состава определяют на основании параметра скин-фактора не более 0 и глубины проникновения химических составов более 2,5-7 м и изменения забойного давления.

Для осуществления заявленного способа первым этапом работ является проведение керновых исследований, включающих рентгеноструктурный анализ, исследование шлифов на оптическом микроскопе, исследование образцов на сканирующем электронном микроскопе, компьютерном томографе. На данном этапе осуществляют определение геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, качественного и количественного состава породы пласта-коллектора.

Вторым этапом проводят фильтрационные исследования образцов керна, повторное исследование их на компьютерном томографе. Для этого осуществляют прокачку химреагентов через образцы. Затем образцы керна после прокачки химреагентов исследуют рентгеновским томографом путем сравнения изображений и выделяют наиболее эффективные формы каналов растворения. Наиболее эффективным результатом применения химических реагентов является образование доминантной червоточины. На основании анализа каналов растворения осуществляют коррекцию кислотного состава для получения наиболее приближенного к доминантной червоточине канала растворения. При получении доминантной червоточины закрепляют выбор типа и концентрации кислотного состава, типов отклонителя, растворителя, модифицирующих добавок и их количество.

Третьим этапом проводят тестирование кислотных составов на совместимость с пластовым флюидом.

Четвертым этапом является проектирование дизайна большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) призабойной зоны пласта с целью определения оптимального расхода, количества оторочек кислотного состава, отклонителя и растворителя; последовательности оторочек, удельного объема и оценки подобранного по предыдущим исследованиям типа кислотного состава и типа отклонителя. Результатом построения дизайна БСКО является расчет изменяющегося в динамике скин-фактора, глубины проникновения химических составов, изменения забойного давления в процессе БСКО.

Проектирование дизайна БСКО может быть осуществлено, например, посредством программного продукта STIMPRO™.

По результатам проведенных исследований и проектирования дизайна осуществляют кислотную обработку путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м³/мин взаимного или углеводородного растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м³ на 1 метр перфорированного интервала, жидкости - отклонителя на основании предварительно выбранных параметров: количества и последовательности оторочек, объема химических реагентов, что позволяет увеличить радиус кислотного воздействия за счет увеличения удельного объема и количества оторочек.

Для обработки образцов карбонатной толщи нижнего и среднего карбона используют следующие химические реагенты:

1. Кислота соляная ингибированная синтетическая для нефтегазодобычи марок а, б, в, г по ТУ 2458-001-78685855-2016 представляет собой смесь синтетической соляной кислоты, ингибитора коррозии, деэмульгатора, стабилизатора железа, комплексообразующего диспергатора и поверхностно-активных веществ.

2. Кислота соляная синтетическая ингибированная модифицированная TATOL/ТАТОЛ®-HCl марок HCl-8/12/2500; HCl-8/12/5000; HCl-24/2500; HCl-24/5000 представляет собой смесь синтетической соляной кислоты, ингибитора коррозии и стабилизатора железа, деэмульгатора, комплексообразующего диспергатора и поверхностно-активных веществ. Число 2500 означает способность кислотного состава стабилизировать ионы Fe³⁺ в количестве до 2500 ppm до Fe²⁺, число 5000 означает способность кислотного состава стабилизировать ионы Fe³⁺ в количестве до 5000 ppm до Fe²⁺.

3. Соляно-кислотный состав TATOL/ТАТОЛ - СКС марок HCl-15/2500, HCl-15/5000, HCl-24/2500, HCl-24/5000 по ТУ 20.59.42-011-48694360-2019 представляет собой смесь синтетической соляной кислоты, ингибитора коррозии, деэмульгатора, стабилизатора железа, комплексообразующего диспергатора и поверхностно-активных веществ.

4. Взаимные растворители: WaxPro 1-7 марки 6 по ТУ 2458-001-64013218-2015 представляет собой композиционную смесь углеводородов, изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84, этилцеллозольв по ГОСТ 8313-88, моноалкиловые эфиры спиртов.

5. Углеводородные растворители: WaxPro 1-7 марки 1 по ТУ 2458-001-64013218-2015, легкий дистиллят по ТУ 19.20.23-009-97152834-2014, толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78, нефрас 80/120 по ГОСТ 443-76.

6. Отклонитель - загеленный кислотный состав модифицированный ЗКС-М 1-3 марок ЗКС-1М(а) и ЗКС-1М(б) по ТУ 20.59.42-009-48694360-2018 представляет собой загеленный ингибированный модифицированный соляно-(глино-)кислотный состав. Отклонитель обеспечивает доступ оторочек кислотного состава к необработанным участкам карбонатного пласта, создавая равномерную стимуляцию продуктивного интервала. После снижения активности кислотного состава вязкость отклонителя снижается и проницаемость блокированных участков восстанавливается.

7. В качестве модифицирующих добавок используют деэмульгаторы, антисладжевые агенты, замедлители скорости реакции, ингибиторы коррозии, стабилизаторы железа, которые адаптируют используемые кислотные составы к различным пластовым условиям.

Применение взаимного растворителя снижает поверхностное натяжение кислотных составов на границе с углеводородами, способствуя созданию гомогенной системы при контакте с пластовым флюидом. Взаимный растворитель также удаляет с поверхности породы пленку нефти, увеличивая площадь поверхности контакта с кислотным составом, что значительно увеличивает эффективность операции по БСКО.

Особенно важно применение взаимного растворителя в низкопроницаемых карбонатных коллекторах для исключения кольматирования порового пространства коллектора, способного возникнуть из-за вероятности осадков и эмульсий при контакте кислотного состава и пластовых флюидов.

Применение углеводородного растворителя улучшает качество контакта кислотного состава с породой за счет воздействия на асфальтеносмолопарафиновые отложения на поверхности породы, придает гидрофильные свойства внутренней поверхности порового пространства коллектора и увеличивает фазовую проницаемость по нефти.

Приводим примеры осуществления заявляемого способа.

Исследования проводят на образцах керна месторождений Республики Татарстан.

Отбирают керн, из него изготавливают три образца керна. При помощи алмазного круга вырезают образцы с обеих торцевых поверхностей кернов, из которых изготавливают шлифы. Далее осуществляют визуальное исследование на оптическом и сканирующем электронном микроскопе для установления особенностей пустотного пространства, определения принадлежности к определенному структурно-генетическому типу карбонатной породы. На рис. 1а-3а приведены фото шлифов, полученные на оптическом микроскопе, а на рис. 1б-3б - фото шлифов, полученные на сканирующем электронном микроскопе.

Затем проводят прокачку растворителя, кислотных составов и отклонителя через выбранные образцы керна на установке для фильтрации жидкости типа УИПК-1М в любой последовательности.

Далее образцы керна исследуют на рентгеновском компьютерном томографе для изучения полученных изображений (томограмм) каналов растворения. Проводят сравнение томограмм каждого образца, визуально выделяют наиболее эффективную форму каналов растворения (рис. 4, 5, 6). При получении доминантной червоточины (рис. 4) закрепляют выбор типа и концентрации кислотного состава, отклонителя, растворителя, типа и количества модифицирующих добавок.

Затем проводят тестирование отобранных кислотных составов на совместимость с пластовыми флюидами (нефть, вода). В заранее подготовленные мерные цилиндры вместительностью 100 мл наливают 50 мл TATOL/ТАТОЛ - СКС м. HCl-15/2500 и 50 мл исследуемой нефти (50 мл TATOL/ТАТОЛ®- HCl м. HCl-8/12/2500 и 50 мл исследуемой нефти). Тест проводят в присутствии Fe³⁺ в количестве 2000 ppm. При закрытой крышке интенсивно перемешивают в течение 30 сек. После 30 мин наблюдают разделение фаз. В случае полного разделения кислотной и нефтяной фазы, содержимое цилиндра выливают на сито 100 меш. При отсутствии остатка на сите в виде хлопьев, сгустков, осадка, высоковязкой массы тест считается успешно пройденным.

Далее осуществляют проектирование дизайна БСКО в программном продукте ПО STIMPRO™. Последовательно в диалоговые окна ПО STIMPRO™ заносят следующие сведения:

- общая информация о скважине (название месторождения, № скважины и т.д.);

- о типе заканчивания скважины (открытый ствол/перфорация);

- о строении пласта (однопластовый / многоплановый);

- о конструкции скважины с указанием интервалов перфорации и инклинометрии;

- о параметрах пласта (глубина залегания пластов, тип породы, проницаемость, вязкость пластового флюида, сжимаемость породы, пористость, пластовое давление, температура, скин-фактор, характер повреждения пласта в призабойной зоне);

- о геофизических исследованиях скважины;

- о выбранных реагентах и их параметрах для образца 1 (состав, концентрация HCl, плотность, реологические свойства, коэффициент трения, коэффициенты теплопроводности).

По результатам были получены значения оптимального расхода, количества оторочек кислотного состава, отклонителя и растворителя; последовательности оторочек; удельного объема и оценки подобранного по предыдущим исследованиям типа кислотного состава и типа отклонителя (см. таблицу 1).

Промысловые испытания проводились на скважине №23 нефтяного месторождения, расположенного на территории Нурлатского района Республики Татарстан. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Вишнево-Полянской структурной террасе в пределах Восточного борта Мелекесской впадины. Продуктивный пласт сложен известняками башкирского возраста. До проведения испытаний дебит нефти по скважине составлял 0,6 т/сут, дебит жидкости 1,1 м³/сут, обводненность 40,0%, скин-фактор 3,0.

При соответствии полученных данных заданным параметрам (величина скин-фактора и глубина проникновения) на основании подобранных параметров осуществляют обработку призабойной зоны пласта путем закачки с расходом 0,3-2,0 м³/мин оторочки взаимного или углеводородного растворителя, оторочки кислотного состава с удельным объемом 3-20 м³ на 1 метр перфорированного интервала и жидкости-отклонителя. Результаты приведены в таблице 2.

Анализ таблиц 1 и 2 позволяет сделать вывод, что такой подход к проведению БСКО позволяет обеспечить наиболее эффективную технологию проведения БСКО конкретной скважины путем определения последовательности стадий, объемов и скорости закачки. При этом достигаются запланированные показатели по глубине проникновения химических реагентов и скин-фактора.

Результатом построения дизайна БСКО является расчет изменяющегося в динамике скин-фактора, глубины проникновения химических составов (рис. 7а, б), изменения забойного давления в процессе БСКО - планируемый режим закачки (рис. 7в). Значения скин-фактора после БСКО должны быть близки к 0 или быть меньше О и тем самым соответствовать величинам скин-фактора гидродинамически совершенной скважины. Чем ниже скин-фактор, тем эффективнее должно быть воздействие на пласт. Ввиду того, что метод БСКО направлен на воздействие на удаленную от ОПЗ часть пласта, то крайне важно и определение глубины проникновения закачиваемых химических составов более 2,5-3 м.

Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что заявляемый способ обработки призабойной зоны приводит к снижению скин-фактора, увеличению глубины обработки и увеличению дебита, что свидетельствует об эффективности заявленного способа.

Также заявляемое изобретение позволяет:

- при обработке учитывать литолого-минералогические и фильтрационно-емкостные характеристики пласта-коллектора;

- ускорить процесс расчета характеристик воздействия используемых реагентов и снизить материалоемкость процесса за счет предварительного выбора наиболее эффективных методов обработки;

- с высокой точностью прогнозировать получаемый результат кислотной обработки;

- использование в составе отклонителя вязко-упругих поверхностно-активных веществ не приводит к кольматации порового пространства и не оказывает влияния на проницаемость призабойной зоны пласта после проведения БСКО.

Изобретение относится к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных пластов с применением селективных кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта, сложенного карбонатными породами или терригенными породами с содержанием карбонатов более 15%. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки БСКО призабойной зоны пласта, создание разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины по всей перфорированной толщине пласта, совместимость кислотного состава с пластовыми флюидами, предотвращение формирования и разрушения сладж-комплексов. Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах включает закачку в скважину растворителя, кислотного состава и жидкости-отклонителя с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема жидкости-отклонителя к объему кислотного состава. Для этого предварительно осуществляют отбор керна, определяют геолого-физические характеристики пласта, особенности пустотного пространства, проводят фильтрационные исследования керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя, отклонителя и модифицирующих добавок. Далее проектируют дизайн большеобъемной селективной кислотной обработки скважин посредством компьютерной программы и осуществляют кислотную обработку путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м³/мин растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м³ на 1 метр перфорированного интервала и жидкости-отклонителя. В качестве растворителя используют взаимный растворитель или углеводородный растворитель. В качестве кислотного состава берут кислоту соляную ингибированную синтетическую для нефтегазодобычи марок а, б, в, г, кислоту соляную синтетическую ингибированную модифицированную TATOL/ТАТОЛ®-HCl марок HCl-8/12/2500, HCl-8/12/5000, HCl-24/2500, HCl-24/5000, соляно-кислотный состав TATOL/ТАТОЛ - СКС марок HCl-15/2500, HCl-15/5000, HCl-24/2500, HCl-24/5000. В качестве жидкости-отклонителя берут загеленный кислотный состав модифицированный ЗКС-М 1-3 марок ЗКС-1М(а) и ЗКС-1М(б). 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 12 ил.

1. Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах, включающий закачку в скважину растворителя, кислотного состава и жидкости-отклонителя с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава, отличающийся тем, что предварительно осуществляют отбор керна, определяют геолого-физические характеристики пласта особенности пустотного пространства, проводят фильтрационные исследования керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя, отклонителя и модифицирующих добавок, далее проектируют дизайн большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществляют кислотную обработку призабойной зоны пласта путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м³/мин растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м³ на 1 метр перфорированного интервала и жидкости - отклонителя, причем в качестве растворителя берут взаимный растворитель или углеводородный растворитель, в качестве кислотного состава - кислоту соляную ингибированную синтетическую для нефтегазодобычи марок а, б, в, г, кислоту соляную синтетическую ингибированную модифицированную TATOL/ТАТОЛ®-HCl марок HCl-8/12/2500; -8/12/5000; -24/2500; -24/5000 и соляно-кислотный состав TATOL/ТАТОЛ - СКС марок -15/2500, -15/5000, -24/2500, -24/5000, а в качестве отклонителя - загеленный кислотный состав модифицированный ЗКС-М 1-3 марок ЗКС-1М(а) и ЗКС-1М(б).

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оптимальное соотношение объема отклонителя к объему кислотного состава определяют на основании параметра скин-фактора не более 0 и глубины проникновения химических составов более 2,5-7 м и изменения забойного давления.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что содержание массовой доли хлористого водорода составляет от 5 до 28%.