Способ обработки карбонатного продуктивного пласта
Изобретение относится к чспгегазодобыво щей промышленное г-ц. ль изобретения - поыченче эффективно гл обработки а счет увеличения глубины проникновения кислоты в пласт. В 1 закачивают обратнуп - мулссич1, злем 1иеся между сооч по паи 1 кислоты и 1 идрофобизирующего агента. Объемное ссотношение Д1и порции кислоты и порции гидрофопишруюшегг 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 позвольувел; Ч1,ть глубину o6pafi ,тки и толшипу rmar- т-i ч 2 рача, увеличить ноф епроницаемос 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
СОЮЗ СОВЕТСНИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ
РЕСПУБЛИН (g)) <1 F, 21 В 4 3/27
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Н А BTGPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ
:..Сдн:и - раствор омл<л < т о обраб <тки и работан та в 2 ра <а, увели цаемос . ппизабойно
l,7-?, ваза, умень скнажин<у по внсвь в в 2-3 раза. 1 з.1, енног:: таллового
yrem ч1;тл rл бину
<и. < Толщину плас— читл нефтепроний зоны гласта в шить приток ьоды скрыть каналам ф-лы, ? таб 1.
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР (21) 4654938/03 (?2) 27,0?.89 (46) 30. 01, Ч1 . Г„вl, у 4 (71) Татарский государственнь<1< на ° <»о-исслецовательск«< и проект»ый
ИНСтн < Ут НефтЯНОй ПРС<М<.Ш; е1<ЬС СТИ (72) Г,A.Грлов, В. F1 Глуп<Р»ко, М.Х.11усабиров, О.В.Поза<. < в и И.11. Королев (53) 622.245 5(088.8, (56) Авторское сви..етельстго .,ОГ}
М< 989047, ьл, F. 21 В 43/2,, 1982, (54) СПОСОБ ОВРАГ) ОТ" И КАР 8011А I Í0 )
ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА (57) Изобретение относится к»с 1< гегазодобыв, )oleH промлппле< Изобретение относится . »ефтегаэодобывающей пром, ил< и»ости, в ч стности к способам обработки «арбонатного продуктив<.1го ». Цель .обрепс ни» вЂ” гоп<пление эффект»в»сети обра.ill-ки за счет увеличения г.<убины прон»кис:I Способ ос уще с тг ляют следующим обгазом. В пласт эакачивают обратную эмульсию, -.-.атем пе .>вун порцию «ислать< за" -а:чивакт вслед 3-а обратной эмульсией, вскрывают нефте»ась<п<ен»ьк, сак правило, ниэкопроницаемые и»тервалы пласта, образуя ка»алы р-<с тr<орения. Однако и ротя кен Ioc ть этих каналов неэначи спьная и образую-ся они непос„„SU„„1524134 А 1 т < сбрабо ки эа с <ет увеличения глубины IIp0<« r пла - =„,к ач ив ают 207--н<» углеводор .дствс »но в при.<абойнсй зоне пласта за це. <Р<<тн<.<м кольцом. Увеличение объем < I:îðöèè кислоты при этом не приприводи г K увеличенl ю протяже»ности образующихся каналов растворения, а лгнпь создает K,пвернл< в лизи скважины. Поэтому объем первой псрции кислоты нс эначительнс.<й< и сос.т; .Яс т 0,7--1,5 м на метр вскрытой толщины э пласта. Первая порция состава, ::акачиваемая вслсд эа кислОтОЙ проникает вглубь пласта по образоьавп<имся каналаь растворения, перемешивастся с пр,дуктами реакции (водныс растворь нсгрганических соле<<) . За счет «.Ir1ичия в: оставе повьппе<:<н<х кс»вЂ” цснтраций мииеллообразуюп<их ПАВ с 1624134 45 высокой межфазной активностью происходит связывание части воды с последовательным обраэованием мнцеллярного раствора, а затем маловяэкой обратной микроэмульсии, а часть воды вытесняется вглубь пласта. Образова-ние таких подвижных н маловязкнх углеводородных дисперсий достигается эа счет определенного соотношения за- 10 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- 15 родой н высокой межфазной активностью, состав одновременно очищает стенки фильтрационных каналов от органических отложений и воды, обволакивающих поверхность каналов. При этом моле- 0 кули ПАВ из состава адсорбируются на поверхность очищенных каналов, которая приобретает гидрофобные свойства, предохраняющие ее от смачивания водньаин растворами. Таким образом про-25 исходит осушка и очистка обработанной зоны пласта, а также инверсия смачиваемости стенок поровых каналов. Вторая порция кислоты эакачивается вслед sa составом или вскрывает Щ новые (ранее не вовлеченные в разработку) пропластки, расширяя зону кислотного охвата по толщине, или свободно фильтруется через гидрофибиэированную зону пласта, не реагируя с породой, поверхность которой "бронирована" гидрофобной пленкой ПАВ. За счет этого явления обеспечивается проникновение кислоты вглубь пласта. Кислоте, достигая нового участка плас- 40 та, расположенного эа гидрофобизированной зоной; реагирует с породой, образуя каналы растворения уже в относительно удаленном по простиранию участке пласта. Гидрофобиэирующий состав, закачиваемый вслед sa кислотой, также свободно фильтруется через гидрофобиэированный 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 saкачке первой порции состава: очистка обработанной кислотой эоны пласта, связывание воды, адсорбция ПАВ и гидрофобиэацня 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 проннцаемостью, которая рассчитывается в результате гидродинамических исследований скважин до обработки. При этом обязательно, чтобы последней порцией жидкости, закачиваемой в пласт, был гндрофобизирующий состав, так как этим обеспечивается очистка и осушка обработанной зоны пласта и, что особенно важно, ее гидрофобизация. 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 эоны возникает необходимость последовательного увеличения объемов закачиваемых жидкостей. В результате экспериментальных исследований на моделях пласта обоснованы требуемые объемные соотношения порций кислоты и состава, что поясняется примером. Пример 1, Секторную модель с угломер(90, радиусом К0,6 м и толтолщиной n=0,05 м плотно заполняли тонкоиэмельченным кварцевым песком в смеси с карбонатной породой. После прокачки через модель нефти и определения проницаемости материала в модель закачивали 15Х-ную соляную кислоту в объеме 50 см . Далее в модель У закачивали гидрофобиэирукнций состав (20X-ный раствор омыленного таллового 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 эакачиваемых порций кислоты и состава, при которых достигался максимальный эффект от первого цикла обработки, Аналогичньм образсм определяли оптнl 624 134 мальное соотношение между по!гинями состава и кислоты, т.е. вслед за фиксированным объемом гидрофобиэирующего состава н модель эакачинали кислоту, «арьируя объем последней от 0,5 до 2,5 (также в объемных долях по отношению к объему состава), Результаты испытаний приведены н т;бл.!, 5 t0 ! В результате иссле-.ов,:иий установлено оптимальное объемное соотношеHèå закачинаeìûõ порций Kèñën I û и состава — объе ное соотношени" каждой предыдущей порции кислоты к последующей гидрофобизирующего состава составляет от 1:),4 до 1:2,1. При последовательной закачке жидкостей кислота — состав это обосновь -;«ется следующим. Как показал., опыты, при малых обьемах состава (соотношение объемов от 1:0,5 до 1:1,3) em недостаточно для качественной обработки поверхности фильтрационных канал,)в ввиду увеличения объема этих к"-„Hàëîí после воздействии кислоты. Зтого объ35 В качестве гидрофобизирующего состава предлагается углеводородный раствор омыленього таллоного пека. Пек таллоного масла — oc."àòîê от масла при em пере онке — представляет ема состава недостаточно также и для связывания воды в каналах — при этом образуется вязкая обратная эмул сия (107. †4 сПз). А при увеличении объема состава (соотношение объемов от 1:2,2 до !:2,5) он не прокачивается в модель ввиду достижения необработанных киспотой участков породь, т,е. концов каналов растворения, При этом реэко повышается давление на входе н модель (с 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 глу >окой обработки модели пласта, А при увеличении объема кислоты (соотношение объемов от 1:0,5 ро i:1,3) проница"иость модели пласта уже не возрастает и глубин . обработки не увеличивается, Таким образом„ дальнейшее увеличение объема эакачинаемой кислоты нецелесообразно по -ехникоэкономическим соображениям. собой мазеобразный продуKт F.оричнено— зеленого цвета и содержиг н своем составе, мас.%: неомыленные вещества 27-33; окисленные вещества 10-22; смоляные кислоты !Ь-22; жирные кислоты остальное, Он может быть растворен в нефти> керосине, конденсате, диев тилляте, других растворителях. При этом образуется .пегкоподвижная жидкость темно-коричневого цвета, При ь аимодайстнии пека таллоногп млела с водными растворами щелочей образуются водорастворимые мыла высших карбонатных и смоляных кислот, которые ч смеси r. другими компонен-, тами, входящими н,состан пека, образуют угле в одо родный раствор е поньш1с нно1 поверхностно-активной способно,стью, н) эким межфазным натяжением и высокой алсорбцией ПАВ на гидрофильных поверхностях, Оптимальным комплексом этих физико-химическчх свойстн, необходимых для максима. ьного лроянления идрофобизируюшей способности, обладает раствор при 20%-ной к >нцентрации fIAI!. В та »л.2 приведены физико-химические войстна углеводородных растворов при варьировании концентрации ПАВ от 5 до 35 мас,%. Межфазное натяжение измеряли с- алагмометрически на границе раздела углеводородный растнор омыленного тачгового пека — минерализованная пластоная вода. Лдсорбцию (хемосорбцию) ЧАВ иэ композиций изучали граниметрическим методом на образцах мелкодисперсного мела фракции +0,?5 мм и удельной поверхностью 2,5 м /г с последующим отмывом минерала бензолом до полного обесцвечивания раствора. Как видно из табл. 2, оптнмаль1 ой является 20%-ная концентрация раствора ПАВ, Дальнейшее повышение концентрации ПАВ нецелесообразно вниду выхода значений адсорбции на постоянство численных величин, а значений межфазного наTB,!åíèÿ иа минимальную величину. Пример 2, Испытание предлагаемого cïîñoáà обработки продуктивного пласта проводилось на скважине 7212 Ямашинского месторождения со следующими геолого-техническими характеристиками: искусственный забой 1262 м; диаметр эксплуатационной колонны — !46 мм; эксплуатационный го-I 16?4134 ризонт — 0 коллектор — карбонаты, 1 интервал перфорации — 1208-1217 и; тип насоса 11ГН-43; глубина установки насоса — 1000 м диаметр лифтовых Ф 5 труб - 73 мм, пластовое давление 3,2 MTla; динамический уровень 94() м; статический уровень — 820 м; забойное давление — 1,5 МПа; дебит скважины — 1,9 и /сут; обводненность — !0 557. Гидродинамические и геофизические исследования позволили установить, что приток жидкости в скважину осуществляется лишь в интервале 1208-1212 м, а радиус пласта с, ухудшенной проницаемос тью сос тавляе т 6,1 м. Расчет показал, что для обработки пласта на эту глубину необходи3 ио закачать 60 м кислотного раствора ° 20 В скважину закачали 12 мз обратной эмульсии следующего состава, мас.7.: нефть 42; пластовая вода 57; эмульгатор 3С-2 1. Вязкость эмульсии— 501 с. Давление при закачке эиульсии возросло с нуля в первоначальный момент до ll 0 МПа. После блокирования высокопроницаемых интервалов пласта (1 208-1 21 2 м) обратной эмульсией закачали в пласт 15Х-ную соляную кис- 30 лоту в объеме 5 м (из расчета 1 м 3 3 на метр неработающей толщины пласта в интервале 1212-1217). Давление при закачке первой порции кислоты снизилось до 9,0 МПа. Затем в пласт закачали 8,5 м 207-ного раствора омыленного таллового пека. Давление закачки составило 10,0-11,0 МПа. После непродолжительной остановки (1,5 ч) необходимой для адсорбции ПАВ íà 4р материале пласта, закачали в пласт 15 м кислотного раствора, при этом 3 давление на агрегате изменилось с ll 0 до 7,0 МПа в конце этой операции, Далее в пласт закачали 23 и 15 гидрофобизирующего состава при давлении 8,0 YJIa, После выдержки закачка была продолжена и в пласт ввели 40 м раствора соляной кислоты при давлении 8,5-4„5 МПа, Последней опе- 50 рацией была закачка 60 м гидрофобиэирующего состава при давлении 4,56,5 МПа. После выхода скважины на постоянный режим работы (через 15 сут) были проведены гидродинамическне и геофизические исследования, В результате обработки пласта по преллаг, .я ..у способу дебит скважины госта..ня 12,2 м при обводненности продукции 19,57., Профиль притока жидкости показал увеличение работающей толщины пласта практически в 2 раза: приток получен из интервалов 1208-1212 (прежняя интенсивность), а также из интервалов 1213-12) 4,8 м и I 215,2-! 217 м. Величина скин-эффекта изменилась с 2,91 до -1,75 после обработки пласта, что указывает на эффективную очистку призабойной 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 va расчетную глубину. Использование способа обработки карбонатного продуктивного пласта обеспечивает увеличение работающей толщины пляс-а в два раза; увеличение нефтепроницаемости призабойной зоны пласта н 1, 7-2, 2 раза; уменьшение и!1;тока воды в скважину по вновь вск, ытым каналам в 2-3 раза; кратное увеличение производительности скважины по нефти, Ф G p M y л а и з о б р е т е н и я 1. Способ обрабогки кзрбонатного продуктивного пласта, заключающийся в последовательной закачке в пласт обратной эмульсии и кислоты, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью псвьпнения эффективности обработки за счет увеличения глубины проникновения кислоты в нефтенасьпценные интерналы пласта, в пласт дополнительно эакачивают гидрофобизирующий состав, причем кислоту и гидрофобнзирующий агент закачивают чередующимися порциями при объемном соотношении порции кислоты и порции гидрофобиэирующего состава от 1:1,4-2,1. 2. Способ по и. 1, о т л и ч а юшийся тем, что в качестве гидрофобиэирующего состава в пласт заканивают 20Х-ный углеводородный раствор омыленного таллового пека 16241 34 1 а блица ) Примеч ание Показатели процесса Объемное Р и/п соотношение калдой предыдущей порции к последующей Глубина проникновения жидкостей, см Давление на входе в модель, атм Вязкость Проницаемость моделей, мкм эмуль сии, образующейся в модели, сПз 5,2 4,9 3,7 2,2 l 5 11 1,0 1,0 0,9 1,2 3,8 3,9 4,0 Объем порции кислоты одинаковый, равный 50 мл; глубина проникновения кислоты равна 7 см 362 I99 102 83 61 47 39 3) 0,4 0,5 0,5 0,5 Oi8 1,5 },7 1,7 1,8 1,9 2,0 2,2 2,6 Объем порции состава 100 мл, глубина проникновения 13 см блица 2 Т а Иеифазное натяжение (мН/м) - числитель и адсорбция (мг/г) при концентрации ПАВ, мас,X - -знаменатель Состав lO 15 )9 20 21 5 25 30 35 Омыленный 0 68 5,) О 44 l4 0 О 29 2I 0 0 1! 26,0 0 08 32,9 О 07 32,8 0 09 33,0 О 19 33,0 О 21 33,0 пек таллового масла в нефти Омыпенный пек твллоО 10 25,0 О 20 l8 0 О 32 IО,0 0 06 в 30,0 0 07 31,0 0 08 3I,0 0 12 О 19 в В 32,0 3) 0 вого масла в керосине Кислота/состав 1 1/0,5 2 1/0,75 3 I/1,0 4 I/),2 5 1/1,3 6 1/1,4 7 )/1,5 8 )/1,75 9 1/1,9 l O 1/2,1 1) 1/2,2 12 1/2,3 13 1/215 Состав/кислота ! 4 1/0,5 ),86 15 1/Ое75 ) ° 86 )6 1/1,0 1,86 17 1/1,2 ),86 l8 1/I 3 1,86 l9 !/1,4 ),98 20 1/1,5 2,!2 2I 1/! ° 75 2,22 22 )/1,9 2,33 23 1/2,) 2,4) 24 „ l/2,2 2,4) 25 I/2,3 2,4) 26 1/2,5 2,4! Состав 2,0 2,5 Э,О 4,0 4,5 7,0 7,0 7,0 7,0 7,5 8,0 8,0 8,0 Кислоты 5,0 lO )3 13,5 )4,0 )5,0 l6 0 )8,0 19,0 21,0 21,0 21,0 21,0
