Способ обработки пласта

 

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

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (19) (111

3(50 Е 21 В 43 .25

OllHGAHHE ИЗОБРЕТЕН, К АВТОРСКОМ,Ф СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21 ) 3402023/22-03 (22) 02.03.82 (46 ) 30.12.83.. Бюл. 9 48 (72) Н.И. Рылов а Г.И. Захарова (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (53) 622.245.5(088.8) (56) 1. Середа Н.Г. и др. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., "Недра", 1974, с. 363-364.

2. Патент ClgA 9 3422890, кл. 166-9, опублик. 1969 (прототип). (54.)(57) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА, включающий закачку в пласт углеводо родной жидкости, о т л и ч а ю— . шийся тем, что, с целью обеспечения эффективности обработки за счет полного и равномерного 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 IIo мере закачки изменяют от вязкости фильтрата бурового раствора.до вязкости пластовой нефти.

1063988

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности.

Известен способ заканчивания сква жин, включающий бурение скважин до проекта с промывкой забоя раствором на водной основе, спуск эксплуатационной колонны и разобщение пластов путем цементирования с последующей перфорацией (1) .

Недостатком указанного способа является то, что в процессе бурения происходит интенсивное загрязнение продуктивного пласта фильтратом и твердыми частицами бурового раствора.

Вода, проникшая в нефтяной пласт, вызывает набухание глинистых частиц, 15 содержащихся в продуктивном коллекторе, образует водонефтяные эмульсии и нерастворимые соли в виде осадков при взаимодействии с высокоминералиэованной водой. Все это 20 . снижает проницаемость призабойной зоны.

Известен также способ обработки пласта, включающий закачку в пласт углеводородной жидкости (2) . Z5

Недостатком извесного способа является то, что при последующей продавке углеводородной жидкости с пониженной вязкостью происходит ее прорыв через оторочку фильтрата, 30 приводящий к неполному охвату коллектора при вытеснении из него фильтрата.

Цель изобретения — обеспечение эффективности обработки за счет полного и равномерного удаления фильтрата бурового раствора из призабойной зоны вглубь пласта. ! Поставленная цель достигается тем, что согласно способу обработки пласта, включающему закачку в пласт 40 углеводородной жидкости, в качестве углеводородной жидкости используют обратную нефтяную эмульсию в объеме, равном 3-5 объемам проникшего фильтрата, причем вязкость 45 раствора по мере закачки изменяют от вязкости фильтрата бурового раствора до вязкости пластовой нефти.

Способ осуществляют следующим образом. где упор

50

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 вязкости фильтрата, что позволяет снизить перепад давления на» эксплуатационную колонну и вязкость нефтяных эмульсий, образовавшихся в пласте в процессе проникновения фильтрата бурового раствора. Однако

В скважину, пробуренную по обычной технологии, с промывкой забоя раствором на водной основе (например, глинистым раствором) спускают эксплуатационную колонну и разобщают пласты аутем цементирования, после чего перфорируют продутивный пласт, например, кумулятивным перфоратором типа ПК-103, Далее производят задавку фильтра бурового раствора вглубь 60 пласта жидкостью на углеводородной основе в объеме, равном 3-5 объемам проникшего фильт ата, и с вязкостью, увеличивающейся от вязкости последнего дэ вязкости пластиной нефти. 65

Жидкость на углеводородной основе должна представлять собой эмульсию типа "вода в масле" и содержать не менее 70% углеводородной и не более

ЗОВ водной фазы и иметь вязкость не более 1,2-1,3 cII 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.В:

Углеводородная фаза 61-96,8

Минерализованная вода 1-30

Окисленный петролатум 1,5-5

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 — 10-30Ъ, а прокачка более 5 объемов не приводит к значительному снижению водонасыщенности.

Объем прокнишего фильтрата подсчитывают по известной формуле. Объем порового пространства определяют как пор " пор объем породы, и коэффициент пористости. л > 7

li (d. -d ) h ор где а — диаметр зоны пласта с ( проникшим фильтратом, см;

d — диаметр скважины, м;

h — мощность продуктивного пласта, м.

1063988

Показатели образцов керн

Раствор прокачиваемый через

Чистый Соленая

;образец вода

Углеводородная ! с объемом, жидкость смз

?1 28

685

342,5

532

550 600

722,5 817

623

Проницаемость, мд

950

855

Коэффициент восстановления проницаемости,Ъ 100

80,3

75 .

87,6

90,8

100

Составитель Т. Войтух

Редактор Т. Мермелштейн Техред Т.Маточка Корректор .".. !(льин

Заказ 10489/35 Тираж 603 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4 при последующей продавке углеводородной 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 поршневания и обеспечивается полный охват и максимальное вытеснение фильтрата вглубь пласта.

1О

Увеличения вязкости углеводородной жидкости добиваются путем ввода в нее струйно-образующих компонентов, например воскоозокеритового сплава или эмультала. 15

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 оттеснении фильтрата вглубь на 1 м содержание его в единице объема уменьшается в 2 раза, на 2 м. в 4 раза и т.д. 25

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 дизель- . ное топливо с добавкой в качестве эмульгатора воскосзокеритового 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 буро- вого 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 иэ таблицы, проницаемость керна по нефти после прокачки углеводородной жидкости в количестве

5 объемов порового пространства восстанавливается до 90Ъ.

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 цикла строительства скважины на 20% и увеличению ее продуктивности на

50-60Ъ. Годовая экономия от применения способа только по одному объединению составит около 1 млн. руб.