Способ обработки пласта Советский патент 1983 года по МПК E21B43/25 

05

:о г х

эо Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Известен способ заканчивани.я скв жин, включающий бурение скважин до проекта с промывкой забоя раствором на водной основе, спуск эксплуатационной колонны и разобщение пластов путем цементирования с последую щей перфорацией l . Недостатком указанного способа является то, что в процессе бурения происходит интенсивное загрязнение продуктивного пласта фильтратом и твердыми частицами бурового раствор Вода, проникшая в нефтяной пласт, вызывает набухание глинистых частиц содержащихся в продуктивном коллекторе, образует водочефтяные эмульсии и нерастворимые соли в виде осадков при взаимодействии с высокоминерализованной водой. Все это снижает проницаемость призабойной зоны. Известен также способ обработки пласта, включающий закачку в пласт углеводородной жидкости 2 . Недостатком извесного способа яв ляется то,что при последующей продавке углеводородной жидкости с пониженной вязкостью происходит ее прорыв через оторочку фильтрата, приводящий к неполному охвату коллектора при вытеснении из него филь рата. Цель изобретения - обеспечение эффективности обработки за счет пол ного и равномерного удаления фильтрата бурового раствора из призабой ной ЗОНЫ вглубь пласта. Поставленная цель достигается тем, что согласно способу обработк пласта, включающему закачку в плас углеводородной жидкости, в качестве углеводородной жидкости используют обратную нефтяную эмульсию в объеме, равном 3-5 объемам проник шего фильтрата, причем вязкость раствора -по мере закачки изменяют от вязкости фильтрата бурового раствора до вязкости пластовой нефти Способ осуществляют следующим образом. В скважину, пробуренную по обычной технологии, с промывкой забоя ,раствором на водной основе (наприме глинистым раствором) спускают экспл атационную колонну и разобщают пласты аутем цементирования, после чег перфорируют продутивный пласт, например, кумулятивным перфоратором типа ПК-ЮЗ. Далее производят задав ку. фильтра бурового раствора вглубь ; пласта жидкостью на углеводородной основе в объеме, равном 3-5 объемам проникшего фильть ата, и с вязкостью увеличивающейся от вязкости последнего до вязкости пластпйой нефти. Жидкость на углеводородной основе должна представлять собой змульсию типа вода в масле и содержать не менее 70% углеводородной и не более 30% водной фазы и иметь вязкость не более 1,2-1,3 сП и электростабильность, характеризующую агрегативную устойчивость раствора, не менее 200 В. В качестве углеводородной фазы могут быть использованы нефть, дизельное топливо, керосин, битумный дистиллят, а водной - пластовая девонская вода или раствор хлористого кальция. Задавливаемой жидкостью может служить буровой, раствор следующего состава, вес.%: Углеводородная фаза 61-96,8 Минерализованная вода1-30 Окисленный петролатум1,5-5 Воскоозокеритовый сплав (СВОЗ)0,7-4 а также любая чистая углеводородная жидкость с добавкой эмульгатора. , Количество Задавливаемой жидкости, равное 3-5 объемам проникшего фильтрата, обосновано эскпериментальными исследованиями, которые показали, что при прокачке углеводородной жидкости менее 3-х объемов коэффициент остаточной водонасыщенности составляет 40-50%, при прокачке 3-5 объемов - 10-30%, а прокачка более 5 объемов, не приводит к значительному снижению водонасыщенности. Объем прокнишего фильтрата подсчитывают по известной формуле. Объем порового пространства определяют как пор к пор - объем породы, м ; К - коэффициент пористости. U - /i (df-db-h по р 4 где d, - диаметр зоны пласта с проникшим фильтратом, см; d,j - диаметр скважины, м; h - мощность продуктивного пласта, мк .it (dl-dl)-h . 4 Углеводородную жидкость при продавке фильтрата в пласт закачивают порциями, равными 1-2 объемам проникшего .фильтрата и отличающимися друг от друга вязкостью. Первая порция закачивается с вязкостью, равной вязкос.ти фильтрата, что позволяет снизить перепад давления эксплуатационную колонну и вязкость нефтяных эмульсий, образовавшихсяв пласте в процессе проникновения фильтрата бурового раствора. Однако при последующей продавке углеводород ной жидкости с пониженной вязкостью происходит ее прорыв через оторочку фильтрата, что приводит к неполному охвату коллектора при вытеснении из него фильтрата. Поэтому вязкость последующей порции углеводородной жидкости повышают. При этом создается эффект поршневанйя и обеспечивает ся полный охват и максимальное вытес нение фильтрата вглубь пласта. Увеличения вязкости углеводородно жидкости добиваются путем ввода в нее струйно-образующчх компонентов, например воскрозокеритового сплава или эмультала. Оттесненный вглубь пласта фильтрат бурового раствора распределяется там по квадратичному закону, при этом содержание его в единице порового объема по мере удаления от ствола скважины резко уменьшается. Так, при отт.еснении фильтрата вглубь на 1 м содержание его в единице объема уменьшается в 2 раза, на 2 м в 4 раза и т.д. Кроме того, углеводородная жидкость, проходя по порам пласта,, связывает оставшийся фильтрат бурового раствора, образуя эмульсию типа вода в масле, и гидрофобизует поверхность пор или трещин породы, повышая тем самым фазовую проницаемость по нефти. Пример. В качестве углеводородной жидкости используют дизельtide топливо с добавкой в качестве эмульгатора воскоозокеритового сплава в количестве 1,5; 2,0 и 2,5 вес.%. Пласт имитируют образцы керна с проницаемостью по нефти 950 и 685 мд и пористостью 20%. Через керн при перепаде давления 0,35 ат прокачивают фильтрат бурового раствора (соленую пластовую воду в объеме 7 см), а затем углеводородную жидкость с увеличивающейся вязкостью в объеме 21, 28 и 35 см и вязкостью 5,7 и 10 сП соответственно. После прокачки каждого из указанных объемов определяют проницаемость образца по нефти. . Результаты испытаний приведены в таблице. Как видно из таблицы, проницаемость керна по нефти после прокачки углеводородной жидкости в количестве 5 объемов порового пространства восстанавливается до 90%. Использование предлагаемого способа позволит восстановить до 90% фильтрационные свойства пласта, благодаря чему сократятся сроки освоения скважины.примерно на 30%, что приведет к сокращению времени всего цикластроительства скважины на 20% и увеличению ее продуктивности на 50-60%. Годовая экономия от применеъия способа только по одному объединению составит около 1 млн. руб.

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА, включающий закачку в пласт углеводородной жидкости, отличаю.щ и и с я тем, что, с целью обеспечения эффективности Обработки за счет полного и ра:вномерного удаления фильтрата -бурового раствора из призабойной зоны вглубь пласта, в качестве углеводородной жидкости используют обратную нефтяную эмульсию в-объеме, равном 3-5 объемам проникшего фильтрата, причем вязкость раствора по мере закачки изменяют от вязкости фильтрата бурового раствора до вязкости пластовой нефти. (Л с

Коэффициент восстанов