Способ повышения продуктивности нефтяного пласта в многопластовой залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в добывающих и повышении приемистости в нагнетательных скважинах. Способ повышения продуктивности нефтяного пласта в многопластовой нефтяной залежи включает очистку призабойной зоны пласта путем последовательной закачки в нее растворов, содержащих возрастающую концентрацию поверхностно-активного вещества, растворяющегося в соляной кислоте или образующего с ней мелкодисперсную устойчивую систему, и вывод скважины на режим, осуществляемый после предварительного временного блокирования высокопроницаемой зоны пласта стабилизированной нефтяной эмульсией, имеющей период стабилизации, соответствующий времени обработки и вывода скважины на режим, достигаемый за счет введения в нефтяную эмульсию используемого для очистки призабойной зоны поверхностно-активного вещества. Технический результат: применение способа позволяет временно изолировать обводненные пласты при сохранении их проницаемости и увеличить коэффициент продуктивности остальных нефтяных малопроницаемых пластов. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в добывающих и повышения приемистости в нагнетательных скважинах.

Известны реагенты для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, состоящие из газового бензина и нефтерастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ) [1], газового бензина, легкой пиролизной смолы и нефтерастворимого ПАВ [2].

Известные способы позволяют увеличить проницаемость хорошо проницаемых и дренированных пластов, однако мало эффективны при обработке низкопроницаемых коллекторов в скважинах, содержащих одновременно высокопроницаемые и низкопроницаемые пропластки.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку растворителей перед проведением кислотной обработки [3].

Известный способ имеет те же вышеперечисленные недостатки.

Наиболее близким аналогом является способ повышения продуктивности нефтяного пласта путем очистки призабойной зоны углеводородным растворителем и последующей обработкой кислотным раствором [4].

Однако его эффективность в многопластовой залежи невелика вследствие осуществления воздействия на весь продуктивный пласт без разделения на пласты воздействия, в том числе обводненные и хорошо проницаемые. Для таких условий необходимо использовать специальные методы обработки призабойной зоны пласта, основанные на изоляции высокопроницаемых зон и химическом воздействии на низкопроницаемые с целью интенсификации притока из них.

Целью изобретения является увеличение эффективности обработки призабойной зоны за счет избирательного воздействия на нефтяные и малообводненные пласты с временной изоляцией обводненных и высокопроницаемых пластов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения продуктивности нефтяного пласта, включающем очистку призабойной зоны углеводородным растворителем и обработку кислотным раствором, согласно изобретению очистку призабойной зоны пласта проводят путем последовательной закачки в нее растворов, содержащих возрастающую концентрацию поверхностно-активного вещества, растворяющегося в соляной кислоте или образующего с ней мелкодисперсную устойчивую систему, а вывод скважины на режим осуществляют после предварительного временного блокирования высокопроницаемой зоны пласта стабилизированной нефтяной эмульсией, имеющей период стабилизации, соответствующий времени обработки и вывода скважины на режим, и достигаемый за счет введения в нефтяную эмульсию используемого для очистки призабойной зоны поверхностно-активного вещества.

Признаками изобретения являются: 1. закачка раствора ПАВ низкой концентрации (водного или углеводородного); 2. закачка раствора ПАВ высокой концентрации; 3. закачка обратной эмульсии; 4. закачка раствора соляной кислоты; 5. проведение технологической выдержки; 6. освоение скважины.

Признаки 3, 5 является общими с прототипом, признаки 1, 2, 4, 6 являются отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения Эксплуатация добывающих скважин в многопластовой нефтяной залежи сопровождается обводнением добываемой продукции водой, поступающей по наиболее проницаемым пластам. При этом снижается поступление в скважину нефти из нефтяных слабо обводненных и менее проницаемых пластов, происходит их кольматация асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). При работе нагнетательных скважин происходит поглощение рабочего агента высокопроницаемыми пластами, а в менее проницаемых пластах происходит накопление нефти и АСПО, поступающих с закачиваемой водой.

Задача повышения продуктивности низкопроницаемых пластов в условиях высокой обводненности добываемой продукции, повышения приемистости низкопроницаемых пластов при наличии зон поглощения в нагнетательных скважинах решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной добывающей скважиной одновременно из нескольких продуктивных пластов, или осуществляется закачка рабочего агента через одну нагнетательную скважину в несколько продуктивных пластов.

При проведении работ по обработке призабойной зоны скважины проводят закачку раствора ПАВ низкой концентрации. Это делается для отмыва пленки нефти и диспергирования части отложений АСПО с карбонатной породы. После этого проводят закачку раствора ПАВ повышенной концентрации, при этом происходит диспергирование оставшейся части АСПО в раствор. В результате происходит очистка породы продуктивного пласта.

После этого проводят закачку стабилизированной нефтяной эмульсии во все продуктивные пласты или при поинтервальной закачке только в обводненный пласт. При этом обводненный пласт или несколько обводненных пластов, имеющих высокую проницаемость, в большей мере оказываются заполненными нефтяной эмульсией. Это делается для создания в пласте экрана. Затем проводят поинтервальные солянокислотные обработки нефтяных пластов или обработки по общему фильтру, при которых происходит увеличение проницаемости пластов. Все нефтяные пласты при этом освобождаются от нефтяной эмульсии, а высокопроницаемые обводненные пласты с большим количеством проникшей в них нефтяной эмульсии практически не освобождаются от нефтяной эмульсии. В высокопроницаемых обводненных пластах нефтяная эмульсия продолжает выполнять роль изолирующего агента. В процессе продвижения соляной кислоты по продуктивным пластам происходит растворение в ней адсорбировавшейся на породе и частично находящегося в поровом пространстве ПАВ, использовавшегося для очистки породы, вследствие чего достигается полный контакт кислоты с карбонатной породой. После этого проводят технологическую выдержку для протекания реакции кислоты с породой пласта. Применение пакерного оборудования и поинтервальная обработка каждого пласта позволяют проводить обработку каждого отдельно взятого пласта и повысить давление закачки реагентов. После обработки призабойной зоны пласта проводят освоение и вывод скважины на режим. В процессе освоения за счет исключения поступления воды из обводненных интервалов увеличивается поступление нефти из пласта. При этом в обводненной части пласта происходит постепенное разрушение стабилизированной эмульсии. Процесс разрушения заканчивается после освоения скважины и вывода ее на режим.

Обратную нефтяную эмульсию готовят, смешивая нефть товарную 40-45%, пластовую воду 55-60%, эмульгатор (ЭС-2, нефтехим и т.п.) 0,9-1,5% и ПАВ 0,05-2%. Электростабильность эмульсии не ниже 150 В по ИГЭР-1, условная вязкость 500-700^oC по вискозиметру ВП-5. Расход эмульсии на 1 п.м. мощности обводненной части пласта 1,5-2,5 м³. В качестве ПАВ потенциально могут быть использованы различные материалы. В качестве наиболее приемлемого используют реагенты РТ на основе сульфокислоты общей формулы R-SO_nH. Время разрушения обратной эмульсии в зависимости от содержания реагента РТ приведено в таблице.

В нефтедобывающей скважине перфорированы 3 пласта: 1282-1286 м, 1290-1297 м, 1305-1308 м. В результате исследований установлено, что нижний пласт обводнился пластовой водой. Продуктивность верхних пластов снизилась на 60%, причем проницаемость призабойной зоны ниже проницаемости отдаленной зоны пласта в 1,5 раза. Призабойная зона пласта закольматирована асфальтосмолопарафиновыми отложениями.

Закачивают в пласты 5%-ный раствор реагента РТ в пресной воде в объеме 1,5 м³ на 1 м перфорированной мощности, выдерживают в течение 4 ч и затем закачивают 15%-ный раствор реагента РТ из расчета 0,8 м³ на 1 м мощности пласта, производят выдержку в течение 4 ч. Затем закачивают в пласты нефтяную эмульсию состава: нефть товарная - 43,5%, пластовая вода - 55%. Нефтехим 3 - 1,5%, РТ - 0,3%. Объем закачки 1,5 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта. Продавливают 2 м³ пластовой воды и закачивают в пласты раствор соляной кислоты 12%-ной концентрации в объеме 1 м³ на метр перфорированной мощности пласта. Выдерживают скважину 8 ч, осваивают, промывают водой и пускают в эксплуатацию.

После проведения операций закачки кислоты, выдержки ее на реакцию, освоения и вывода скважины на режим нефтяная эмульсия разрушается и все пласты включаются в работу.

Применение предложенного способа позволяет временно изолировать обводненные пласты при сохранении их проницаемости, увеличить коэффициент продуктивности остальных нефтяных малопроницаемых пластов.

Источники информации, принятые во внимание 1. Авт. св. N 633887, кл. C 09 K 3/00, опубл. 25.01.78 г.

2. Авт. св. N 1060666, кл. C 09 K 3/00, опубл. 15.12.83 г.

3. Сергеев Б.З. и др. Использование растворителей перед проведением кислотных обработок скважин. РНТС. Нефтепромысловое дело, 1978, N 8, с. 12-13.

4. Амиян В. А. и др. Физико-химические методы повышения производительности скважин. -М.: Недра, 1970, с. 215.

Формула изобретения

Способ повышения продуктивности нефтяного пласта в многопластовой нефтяной залежи, включающий очистку призабойной зоны углеводородным растворителем и обработку кислотным раствором, отличающийся тем, что очистку призабойной зоны пласта проводят путем последовательной закачки в нее растворов, содержащих возрастающую концентрацию поверхностно-активного вещества, растворяющегося в соляной кислоте или образующего с ней мелкодисперсную устойчивую систему, а вывод скважины на режим осуществляют после предварительного временного блокирования высокопроницаемой зоны пласта стабилизированной нефтяной эмульсией, имеющей период стабилизации, соответствующий времени обработки и вывода скважины на режим, и достигаемый за счет введения в нефтяную эмульсию используемого для очистки призабойной зоны поверхностно-активного вещества.

РИСУНКИ

Рисунок 1