Способ обработки карбонатного продуктивного пласта Советский патент 1991 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится Y нефтегззо- добьгоающ й пром -п1|ПРНнос ти, в ч - стнос ти к способам обработки чрбонатного продуктив. 5го пласта.

Цель обретения - ген1 тление эффективности за счет велл- чения глубины проникнсвеш-я кислоты в нефтенасьш рнные интерчачч пласта.

Способ осущестрляют следую,цим обР J J ОМ

В тает закачивают обргтную эмульсию, атем первую порцию числоть. за- ачира т вслед ча обратной эмульсией, вскрыгают нрфтрнасьчпснньк j чак правило, низкопроницаемые интервалы плапа, образуя ктналы р)гтгчррния. Однако протяженность этих крапов незначи f льняя и образуются они непосредственно в лричлбойной зоне пласта тл цемрмтнпм кольцом. Увеличение объема i орции КИГЛОТР при ттом не при- приводи г к УПРЛИЧРГЛЮ протяженности образующихся каналов растворения, а лить создает к 1верны вблизи скважины. Поэтому объем первой кислоты Hf значительна и состг- &ст 0,7-1,5 м на метр вскрытог толтины пласта.

Первая псрция состава, закачиваемая встсц за кислотой, проникает вглубь пласта по образовавшимся канала растворения, перемешивается с продуктами реакции (водные раст- норь. нсорг ничecкиx солеи), а счет наличия в .-оставе повьпие ных концентраций мипеллообразующих ПАВ с

высокой межфазной активностью происходит связывание части воды с последовательным образованием мицеллярно- го раствора, а затем маловяэкой об- ратной микроэмульсии, а часть воды вытесняется вглубь пласта. Образова- ние таких подвижных и маловязких углеводородных дисперсий достигается за счет определенного соотношения за качиваемых объемов кислоты и состава а именно значительного превышения объема порции состава по отношению к объему порции кислоты ( в 1,4-2,1 раза). Обладая углеводородной при- родой и высокой межфазной активностью состав одновременно очищает стенки фильтрационных каналов от органических отложений и воды, обволакивающих поверхность каналов. При этом моле- кулы ПАВ из состава адсорбируются на поверхность очищенных каналов, которая приобретает гидрофобные свойства, предохраняющие ее от смачивания водными растворами. Таким образом про исходит осушка и очистка обработанной зоны пласта, а также инверсия смачиваемости стенок поровых каналов.

Вторая порция кислоты закачивается вслед за составом или вскрывает новые (ранее не вовлеченные в разработку) пропластки, расширяя зону кислотного охвата по толщине, или свободно фильтруется через гидрофибизи- рованную зону пласта, не реагируя с породой, поверхность которой бронирована гидрофобной пленкой ПАВ. За счет этого явления обеспечивается проникновение кислоты вглубь пласта. Кислота, достигая нового участка пляс та, расположенного за гидрофобизиро- ванной зоной , реагирует с породой, образуя каналы растворения уже в относительно удаленном по простиранию участке пласта.

Гидрофобиэирующий состав, закачиваемый вслед за кислотой, также свободно фильтруется через гидрофобизи- ровэнный участок вблизи скважины, не снижая концентрации ПАВ. Поэтому вторая порция состава достигает вновь образованных второй порцией кислоты каналов растворения и происходят те же процессы, что и при закачке первой порции состава: очистка обработанной кислотой зоны пласта, связывание воды, адсорбция ПАВ и гидрофрбизация поверхности каналов, что обеспечивает проникновение

следующей порции кислоты еще глубже в пласт.

Целесообразность дальнейшей закачки порций кислоты и состава определяется в зависимости от протяженности участка пласта с ухудшенной проницаемостью, которая рассчитывается в результате гидродинамических исследований скважин до обработки. При этом обязательно, чтобы последней порцией жидкости, закачиваемой в пласт, был гидрофобизирующий состав, так как этим обеспечивается очигтка и осушка обработанной зоны пласта и, что особенно важно, ее гндрофобизация. Поэтому весь обработанный интервал пласта по простиранию будет не только характеризоваться повышенной проницаемостью по нефти, но и не будет смачиваться водой, т.е. проницаемость по воде резко снизится. Последнее затрудняет прорыв пластовой воды по вновь вскрытым каналам в скважину.

С увеличением глубины обработки пласта при закачке химических реагентов во все более удаленные зоны возникает необходимость последователного увеличения объемов закачиваемых жидкостей.

В результате экспериментальных исследований на моделях пласта обоснованы требуемые объемные соотношени порций кислоты и состава, что поясняется примером.

Пример 1, Секторную модель с углом о( 90°, радиусом R«0,6 м и то толщиной ,05 м плотно заполняли тонкоизмельченным кварцевым песком в смеси с карбонатной породой. После прокачки через модель нефти и определения проницаемости материала в модель закачивали 15%-ную соляную кислоту в объеме 50 см. Далее в модель закачивали гидрофобиэирующий состав (20%-ный раствор омыленного таллово- го пека). Объем закачиваемого состава изменяли до 0,5 до 2,5 (в объемных долях по отношению к объему кис- лоты). В результате опытов фиксировали динамику проницаемости моделей, глубину проникновения жидкостей, состав фильтрата. Таким образом определяли оптимальные соотношения закачиваемых порций кислоты и состава, при которых достигался максимальный эффект от первого цикла обработки. Аналогичным образом определяли опти5162

мяльное соотношение между порциями гостана и кислоты, т.е. РГЛОД за фиксированным объемом гидрофобизирующе- го состава в модель закачивали кислоту, варьируя объем последней от 0,5 до 2,5 (также в объемных долях по отношению к объему состава).

Результаты испытаний приведены в т г, б л . 1 .

В результате иссле- ов. ний установлено оптимальное объемное соотношение закачиваемых порций кислоты и состава - объемное соотношение каждой предыдущей порции кислоты к последующей гидрофобияирующего состава составляет от 1:1,4 до 1:2,1. При последовательной закачке жидкостей кислота - состав это обосновывается следующим. Как показал, опыты, при малых объемах состава (соотношение объемов от 1:0,5 до 1:1,3) его недостаточно для качественной обработки поверхности фильтрационных каналов ввиду увеличения объема этих каналов после воздействия кислоты. Этого объема состава недостаточно также и для связывания во,иы в каналах - при этом образуется вязкая обратная эмульсия (102-495 сПз). А при увеличении объема состава (соотношение объемов от 1:2,2 до 1:2,5) он не прокачивается в модель ввиду достижения необработанных киспотой участков породы, т.е. концов каналов растворения. При этом резко повышается давление на входе и модель (с 1 атм до 3,8-4,0 атм).

При последовательной закачке второй и последующих порций кислоты найденное оптимальное соотношение обосновывается следующим. При уменьшении объема кислоты (соотношение объемов от 1:2,2 до 1:2,5) его недостаточно для глубокой обработки модели пласта. А при увеличении объема кислоты (соотношение объемов от 1:0,5 ро :1,3) проницаемость модели пласта уже не возрастает и глубинл. обработки не увеличивается. Таким образом, дальнейшее увеличение объема закачиваемой кислоты нецелесообразно по -ехнико- экономическим соображениям.

В качестве гкдрофобизирукхяего состава предлагается углеводородный раствор омыленього таллового пека. Пек галлового масла - ос гаток от масла при его перегонке - представляет

4

собой мазеобразный продукт коричнево- зеленого цвета и содержит в своем составе, мае . 7,: неомыленные вещества 27-33; окисленные вещества 10-22; смоляные кислоты 16-22; жирные кислоты остальное. Он может быть растворен в нефти, керосине, конденсате, дистилляте, растворителях. При

этом образуется легкоподвижная жидкость темно-коричневого цвета.

При ь аимодрйствии пека таллового масла с водными растворами щелочей образуются водорастворимые мыла

5 высших карбонатных и смоляных кислот, которые я смеси г другими компонентами , входящими в состав пека, обреэу- ют углеводородный раствор с повышенной поверхностно-активной способно0 ( тыо, H1-3KITM межфлзным натяжением и высокой адсорбцией ПАВ на гидрофильных поверхностях. Оптимальным комплексом этих фмзнко-химическчх свойств, необходимых для максимального прояв5 ленпя тидрофобизируютей способности, обладает раствор при 20%-ной кэн- ценграции .

В таПл.2 приведены физико-химические свойства углеводородных раст0 воров прк варьировании концентрации ПАВ от 5 до 35 мас,%. Межфазное натяжение измеряли с алагмометрически на границе раздела углеводородный раствор омыленного тапгового пека - мине- ралнзованная пластовая вода. Адсорбцию (хемосорОцию) ПАВ из композиций изучали гравиметрическим методом на образцах мелкодисперсного мела фракции -0,25 мм и удельной поверхностью

0 2,5 с последующим отмытом минерала бензолом до полного обесцвечивания раствора.

Как видно из табл.2, оптимальной 5 является 20%-ная концентрация раствора ПАВ. Дальнейшее повышение концентрации ПАВ нецелесообразно ввиду выхода значений адсорбции на постоянство численных величин, а зна- 0 чений межфазного натяпения на минимальную величину.

Пример 2. Испытание предлагаемого способа обработки продуктивного пласта проводилось на скважине 7212 Ямашинского месторождения со сле5

дующими геолого-техническими характеристиками: искусственный забой - 1262 м; диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм; эксплуатационный го-1

ризонт -С1; коллектор - карбонаты, интервал перфорации - 1208-1217 м; тип насоса НГН-43; глубина установки насоса - 1000 м; диаметр лифтовых труб - 73 мм, пластовое давление - 3,2 МПа; динамический уровень - 940 м; статический уровень - 820 м; забойное давление - 1,5 МПа; дебит скважины - 1,9 м /сут; обводненность 55%. Гидродинамические и геофизические исследования позволили установить, что приток жидкости в скважину осуществляется лишь в интервале 1208-1212 м, а радиус пласта с.ухуд- шенной проницаемостью составляет 6,1 м. Расчет показал, что для обработки пласта на эту глубину необходимо закачать 60 м кислотного раствора.

В скважину закачали 12 м3 обратно эмульсии следующего состава, мас.%: нефть 42; пластовая вода 57; эмульгатор ЭС-2 1. Вязкость эмульсии - 501 с. Давление при закачке эмульсии возросло с нуля в первоначальный момент до 11,0 МПа. После блокирования высокопроницаемых интервалов плата (1208-1212 м) обратной эмульсией закачали в пласт 151-нуто соляную кис лоту в объеме 5м3 (из расчета 1 MJ на метр неработающей толщины пласта в интервале 1212-1217). Давление при закачке первой порции кислоты снизилось до 9,0 МПа. Затем в пласт зака- чали 8,5 м 20%-ного раствора омыленного галлового пека. Давление закачки составило 10,0-11,0 МПа. После непродолжительной остановки (1,5ч необходимой для адсорбции ПАВ на материале пласта, закачали в пласт 15 м кислотного раствора, при этом давление на агрегате изменилось с 11,0 до 7,0 МПа в конце этой операции. Далее в пласт закачали 23 м гидрофобизирующего состава при давлении 8,0 МПа. После выдержки закачка была продолжена и в пласт ввели 40 м раствора соляной кислоты при давлении 8,5-4,5 МПа, Последней one- рацией была закачка 60 м гидрофобизирующего состава при давлении 4,5- 6,5 МПа.

После выхода скважины на постоянный режим работы (через I5 сут) были проведены гидродинамические и геофизические исследования. В результате обработки пласта по предлагаемому способу дебит скважины составил 12,2 м при обводненности продукции 19,5%. Профиль притока жидкости пока- зал увеличение работающей толщины пласта практически н 2 раза: приток получен из интервалов 1208-1212 (прежняя интенсивность), а также и: интервалов 1213-1214,8 м и 1215,2- 1217 м. Величина скин-эфФектя изменилась с 2,91 до -1,75 после обработки пласта, что указывает на эффективную очистку приэабойной зоны пласта от загрязнений. Кривая восстановления давления показала, что проницаемость пласта вблизи скважины практически стала равной проницаемости удаленной от нее части пласта, что указывает на химическую обработку карбонатного коллектора на расчетную глубину.

Использование способа обработки карбонатного продуктивного пласта обеспечивает увеличение работающей толщины плпс-я в два раза; увеличении

нефтепроницаемости призабоиной зоны пластя ь 1,7-2,2 раза; уменьшение щ тока воды в скважину по вновь каналам в 2-3 раза; кратное увеличение производительности скважины по нефти.

Формула изобретения

1.Способ обработки ктрбонатного продуктивного пластэ, заключающийся в последовательной закачке в пласт обратной эмульсии и кислоты, о т л и чающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки

за счет увеличения глубины проникновения кислоты в нефтенасыщенные интервалы пласта, в пласт дополнительно закачивают гидрофобизирующий состав, причем кислоту и гидрофобизирующий агент закачивают чередующимися порциями при объемном соотношении порции кислоты и порции гидрофобизирующего состава от 1:1,4-2,1.

2.Способ по п. отличающийся тем, что в качестве гидрофобизирующего состава в пласт эака- нивают 20%-ный углеводородный омыленного таллового пека.

Таблица

Изобретение относится к чспге- газодобыво щей промышленное г-ц. ль изобретения - поыченче эффективно гл обработки а счет увеличения глубины проникновения кислоты в пласт. В 1 закачивают обратнуп - мулс- сич1, злем 1иеся между со- оч по паи 1 кислоты и 1 идрофобизирую- щего агента. Объемное ссотношение Д1и порции кислоты и порции гидрофо- пишруюшегг огтаьл от 1 : 1 , i до 1:2,1. В качестве гидрифобизир ющсго состава L пла« - с.качипают 20%-Hi i yi пеьодо- ,(дн ь пагтвор оммленног таллового Что позволь- увел; Ч1,ть глубину o6pafi ,тки и толшипу rmar- т-i ч 2 рача, увеличить ноф епрони- цаемос i ь ппштбойкой зоьы гпаста в 1,7-2,2 , зменьпить приток ьоды СКВЭЖИЯУ по внгнь вскрыть как..нам в -3 раза, 1 з.г1. (})-пы, 2 таб1. i (Л

Кислота/состав 1/0,5 1/0,75 1/1,0 1/1,2 1/1,3 1/1,4 1/1,5 1/1,75 1/1,9 1/2,1 1/2,2 1/2,3 1/2,5 Состав/кислота

1/0,5

1/0,75

1/1,0

1/1.2

1/1,3

1/1,4

1/1,5

1/1,75

1/1,9

1/2,1

1/2,2

1/2,3

1/2,5

,86

,86

,86

,86

,86

,98

2,12

2,22

2,33

2,41

2,41

2,41

2,41

Состав 2,0 2,5 3,0 4,0 4,5 7,0 7,0 7,0 7,0 7,5 8,0 8,0 8,0

Кислоты 5,0 10 13

13,5 14,0 15,0 16,0 18,0 19,0 21,0 21,0 21,0 21,0

Состав

Межфазное натяжение (мН/м) - числитель и адсорбция (мг/г) при концентрации ПАВ, масД - знаменатель

J10 J 15 I 19 20 I 21 I 25 j 30 Г 35

™ - « eee

5,2 4,9 3,7 2,2 .5

,1 1,0 1,0 0,9 1.2 3,8 3,9 4,0

0,4

0,5

0,5

0,5

0,8

,5

.7

,7

,8

,9

2,0

2,2 2,6

Объем порции кислоты одинаковый, равный 50 мл; глубина проникновения кислоты равна 7 см

Объем порции состава 100 мл, глубина проникновения13 см

Таблица 2