Способ изоляции зоны осложнения в скважине

 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к изоляции зон осложнений в нефтяной или газовой скважине в процессе ее бурения и/или в процессе ее эксплуатации, созданию водонепроницаемого экрана в фильтровой зоне эксплуатационной скважины при разобщении водонасыщенных и нефтегазонасыщенных пластов, ликвидации заколонных перетоков, а также выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины. Обеспечивает повышение эффективности изоляции зоны осложнения в скважине за счет увеличения охвата этой зоны по ее толщине и глубине. Сущность изобретения: способ включает закачку в зону осложнения порции жидкости с добавкой гидрофобизатора и последующую закачку в эту зону тампонажного материала. Закачку жидкости с гидрофобизатором осуществляют под давлением раскрытия естественных вертикальных трещин зоны осложнения и с периодическими остановками закачки через разные промежутки времени с разной их продолжительностью. 10 з.п. ф-лы.

Настоящее изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к изоляции зон осложнений в нефтяной или газовой скважине в процессе ее бурения и/или в процессе ее эксплуатации, созданию водонепроницаемого экрана в фильтровой зоне эксплуатационной скважины при разобщении водонасыщенных и нефтегазонасыщенных пластов, ликвидации заколонных перетоков, а также выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины. При этом зона осложнения может быть представлена водопроявлениями и/или газопроявлениями в зоне продуктивного пласта или вне него, а также поглощениями скважинной жидкости различной интенсивности или водопроводящими каналами большого сечения, исключающими равномерный охват пласта при его заводнении.

Известен способ изоляции зоны осложнения в скважине путем закачки в нее изоляционного материала (см., например, Булгаков Р.Т. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976, с.98-104).

Недостатком известного способа является его низкая изолирующая способность в неоднородных по проницаемости пластах, низкая адгезия к породам пласта. К тому же применяемый изоляционный материал в первую очередь проникает в высокопроницаемые каналы пласта и на небольшую глубину, оставляя мелкие поры и трещины с более высоким фильтрационным сопротивлением неизолированными, что ведет к недостаточному охвату пласта изоляционным материалом по его толщине и глубине (в радиальном направлении от ствола скважины), а следовательно, и к недостаточно высокой эффективности изоляции зоны осложнения в скважине.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности изоляции зоны осложнения в скважине за счет увеличения охвата этой зоны по ее толщине и глубине.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ изоляции зоны осложнения в скважине включает закачку в зону осложнения порции жидкости с добавкой гидрофобизатора и последующую закачку в эту зону тампонажного материала, при этом закачку жидкости с гидрофобизатором осуществляют под давлением раскрытия естественных вертикальных трещин зоны осложнения и с периодическими остановками закачки через разные промежутки времени с разной их продолжительностью.

Кроме того:

в качестве зоны осложнения принимают зону водопроявления и/или зону газопроявления, или зону поглощения в открытом стволе скважины в процессе ее бурения, или зону водопроявления и/или зону газопроявления в интервале продуктивного пласта или заколонном пространстве обсаженной скважины выше и/или ниже продуктивного пласта в процессе ее эксплуатации;

в качестве гидрофобизатора принимают мылонафт;

мылонафт принимают в количестве 0,05-1,0% от объема закачиваемой воды;

в качестве тампонажного материала применяют водный раствор гипана или водный раствор мылонафта;

в качестве тампонажного материала применяют цементный раствор;

закачку водного раствора гипана или мылонафта чередуют с закачкой водного раствора хлористого кальция, при этом порции водных растворов гипана и хлористого кальция разделяют оторочками воды;

в цементный раствор добавляют мылонафт;

водный раствор гипана применяют в концентрации 1,0-10%, а водный раствор мылонафта применяют в концентрации 10-50%, а водный раствор хлористого кальция - в концентрации 8,5-19% и каждый из расчета 0,5-1,4 м³ на 1 погонный метр зоны осложнения;

в цементный раствор добавляют мылонафт в количестве 0,03-0,09% от объема воды затворения;

в качестве жидкости, закачиваемой в зону осложнения, принимают воду.

Сущность изобретения.

Сущность предложенного изобретения заключается в том, что способ предусматривает оптимальный режим закачки тампонажного материала в скважину как в части собственно режима закачки, так и по толщине зоны осложнения и ее глубине (в радиальном направлении от ствола скважины). В соответствии с настоящим изобретением используют всю толщину зоны осложнения для ее изоляции. Тампонажный материал подают в зону осложнения в поршневом режиме и при минимально возможных при таком режиме давлениях, в отличие от известных способов, когда основной приемистой частью зоны осложнения является только часть зоны, т.е. ее наиболее проводящие каналы, и когда тампонажный материал закачивают под давлением выше давления гидроразрыва. Кроме того, глубина изоляции зоны осложнения в целом, кроме горизонтальной трещины гидроразрыва, в известных способах не велика. Она не превышает нескольких сантиметров. Основной объем тампонажного материала уходит в высоко проводящие каналы горизонтальные каналы. В последующем, например, при дальнейшей эксплуатации скважины, вскрываются именно наиболее уязвимые, плохо и не глубоко затампонированные участки зоны осложнения, определяя в целом низкую эффективность ее изоляции.

В соответствии с настоящим изобретением максимальный охват зоны осложнения по ее толщине достигают за счет раскрытия естественных и именно вертикальных трещин в этой зоне, объединяющих все разно проницаемые пропластки зоны. Необходимую глубину изоляции достигают предварительной и, при необходимости, последующей гидрофобизацией зоны. При этом равномерность гидрофобизации (гидрофобизации пропластков зоны различной степени фильтрации) и глубину тампонирования достигают и/или усиливают нестационарным режимом закачки жидкости, характеризующимся резкими сменами режима закачки, например закачки с остановками. При этом важно, чтобы продолжительность остановок была различной для обеспечения глубокой нестационарности режима закачки и исключения развития "привычных" путей фильтрации.

Благодаря периодическим изменениям условий воздействия на зону осложнения в ней возникают градиенты давления в сторону малопроницаемых пропластков зоны, усиливающие процесс капиллярного (поршневого) внедрения закачиваемой жидкости в низко проницаемые участки. В период снижения давления закачки (остановки закачки) знак градиента гидродинамического давления меняется и внедрившаяся в малопроницаемые участки жидкость получает возможность обратного перетока в высокопроницаемые участки. Все это в совокупности с гидрофобизацией зоны осложнения в кратной степени способствует усилению эффекта охвата зоны осложнения закачиваемой в нее жидкостью, в т.ч. и тампонажным материалом, для которого предварительно и закачивают жидкость с гидрофобизатором, подготавливающую условия для последующего тампонирования зоны осложнения. Все это работает на эффект качественной изоляции этой зоны по ее толщине и глубине.

В связи с тем, что в реальных условиях оптимальные параметры раскрытия естественных вертикальных трещин по скважине заранее не известны, их определяют предварительными испытаниями зоны осложнения (в т.ч., например, и продуктивного пласта) испытаниями по соседним скважинам с определением эффективных давления и приемистости (при максимальном охвате зоны по толщине, когда все ее неоднородные пропластки вовлечены в работу).

Большой опыт практических работ, лабораторных исследований и сам характер проявления эффективной приемистости дают веское основание предположить, что она объясняется не только изменением проницаемости исследуемой зоны (при соответствующих давлениях закачки рабочего агента), но и, как уже было отмечено выше, раскрытием существующих (естественных) вертикальных трещин, объединяющих все разнородные по проницаемости пропластки и обеспечивающие повышенную приемистость зоны в целом. Именно в этом случае зона осложнения по всей толщине работает в поршневом режиме на оптимальную приемистость при закачке в нее жидкости, например, предварительно обрабатывающей жидкости или тампонажного материала.

Задача заключается в оптимальном использовании всего диапазона допустимых параметров по количеству (объему), давлению закачиваемого рабочего агента, приемистости зоны и ее охвату по толщине.

Особенностью зон осложнения является то, что они, как правило, насыщены водой. Для таких зон (зачастую это продуктивные пласты) характерным является то, что по смачиваемости они относятся к гидрофильным породам. При воздействии на такие зоны (при их изоляции) возникают затруднения, обусловленные удержанием породой воды и блокирования выхода из пористой среды пласта нефти. Особенно отрицательный эффект наблюдается в призабойной зоне пласта. Вода удерживается в порах пласта капиллярными силами большой величины. При эксплуатации скважины нефть, зачастую, не в состоянии преодолеть капиллярное давление, удерживающее воду в порах призабойной части пласта. Для преодоления этого давления требуется большое давление закачки тампонажного материала. В целях снижения давления закачки, при полном охвате пласта по мощности, по данной технологии предусматривают раскрытие трещин пласта, причем только вертикальных и только там, где они существуют (речь не идет о создании новых трещин гидроразрыва), и дополнительном снижении порового противодействия вытеснению нефти за счет изменения угла смачивания в пористой среде на границе раздела фаз. Если частицы породы обработать гидрофобизирующими веществами, то поверхность приобретает водоотталкивающие свойства. Угол смачивания меняет свой знак на противоположный, т.е. капиллярное давление теперь не противодействует, а способствует, в последующем - при эксплуатации, вытеснению нефти. Вертикальные же трещины в пласте в раскрытом виде уменьшают протяженность капилляров, что способствует в полной мере использованию капиллярного давления в направлении еще большего снижения давления закачки материала в зону при полном ее охвате по толщине. Таким образом, способ в зоне продуктивного пласта с изоляцией зоны осложнения не препятствует последующему извлечению нефти. К тому же в зоне продуктивного пласта предусмотрено применение нетвердеющих тампонажных материалов, например, гипана или полиакриламида. В случаях изоляции зоны осложнения вне зоны продуктивного пласта предусмотрена полная изоляция зоны осложнения с применением твердеющих тампонажных материалов, например, типа цементных. При этом для усиления эффекта изоляции в эти тампонажные материалы тоже добавляют гидрофобизаторы.

Для временной изоляции зоны осложнения могут быть применены различные варианты. В частности, возможен вариант первичной изоляции зоны вязкоупругой системой на основе реакции мылонафта с пластовой водой или газом, который предусматривает гидрофобизирование зоны и создает условия для последующей основной изоляции с применением чередующихся закачек порций водных растворов мылонафта и хлористого кальция, разделяемых оторочками пресной воды или гипана и хлористого кальция, разделяемого теми же оторочками пресной воды. При реакции мылонафта или гипана с пластовой водой или газом проявляется селективный характер изоляции. Поочередная закачка раствора мылонафта или гипана с хлористым кальцием обеспечивает возможность регулирования момента начала реакции реагентов. При этом реакция происходит на границе контакта растворов хлористого кальция и гипана, а непрореагировавшие части служат в дальнейшем дополнительным изолирующим материалом при прорывах газа или пластовой воды, т.е. система обладает свойствами восстановления. В нефтенасыщенной части пласта реакций не происходит. При запуске скважины в эксплуатацию происходит вынос непрореагировавшего мылонафта или гипана с открытием каналов фильтрации нефтяных пропластков. Вне продуктивных пропластков применяют твердеющие тампонажные материалы типа цементных растворов.

Способ осуществляют следующим образом.

По способу перед его осуществлением в данной скважине или соседней с ней предварительно определяют приемистость зоны осложнения в зависимости от давления закачки.

При этом дополнительно с помощью геофизических исследований контролируют охват закачиваемым агентом продуктивного пласта по его мощности при разных величинах давления закачки. Строят профиль приемистости скважины, а также кривые восстановления давления.

При достижении полного охвата зоны осложнения, характеризуемой эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления закачки. Для этого увеличивают расход закачиваемой жидкости. Давление поднимают до критического давления. Это отмечают резким увеличением приемистости продуктивного пласта.

После этого давление закачки снижают ниже достигнутого критического, например, на 5-10%, но не ниже эффективного давления. Осуществляют закачку в зону осложнения скважины (его вертикальные трещины и поры) порции жидкости, например, воды с гидрофобизатором, например на углеводородной основе, с последующей ее продавкой в пласт.

При изоляции зоны осложнения в глинокарбонатсодержащих пластах перед закачкой гидрофобизатора рекомендуется закачивать кислотный состав.

В качестве гидрофобизатора на углеводородной основе применяют, например, катионактивное поверхностно-активное вещество (КПАВ) “ДОН-52” на основе бензина или мылонафт. Рекомендуемое количество “ДОН-52” - 0,2-2,0 мас.%, бензин - остальное.

Продукт “ДОН-52” выпускают в промышленности по ТУ 38.50741-88. Он представляет собой преимущественно углеводородорастворимую соль алифатических аминов с концентратом низкомолекулярных кислот (НМК) в растворе изоприлового спирта.

Кроме этого, в качестве гидрофобизатора можно применять, например, мылонафт. В соответствии с настоящим изобретением применение мылонафта является более предпочтительным.

Мылонафт представляет собой натриевую соль нафтеновой кислоты -продукт щелочной нейтрализации нафтеновой кислоты (ее омыления). Он хорошо растворяется в воде, является активным поверхностно-активным веществом (ПАВ), снижающим силы поверхностного натяжения на границе нефть-металл-вода и диспергирующим асфальто-смоло-парафинистые образования (АСПО), обеспечивает разглинизацию прискважинной зоны. Универсальные свойства мылонафта в совокупности с описанной технологией его подачи в зону осложнения обеспечивают обработку всей матрицы зоны со всей совокупностью его макро- и микропор. Этим самым создают надежную зону гидрозатвора и ее подготовку для последующей закачки тампонажного материала. При этом воздействие на всевозможные поры пласта в течение времени изоляции зоны в интервале продуктивного пласта с его универсальными свойствами обеспечивает подготовку этих пор для последующего дренирования ими нефти по всей толщине пласта.

Конкретный пример реализации способа.

Выбирают одну из скважин нефтяной залежи, где вскрыт продуктивный пласт мощностью 7 м и два пропластка мощностью 2,5 м и 4 м с интенсивными водопроявлениями. Геофизическими методами определяют приемистость продуктивного пласта в зависимости от давления закачки и с контролем охвата закачиваемым агентом продуктивного пласта по его мощности.

Для испытаний используют воду. При давлении закачки воды пределах 12-13 МПа на устье вода поступает только в верхнюю часть пласта. Приемистость скважины очень небольшая.

При возрастании давления закачки до 17 МПа резко возрастает охват по мощности пласта и начинает принимать воду верхний прослой 2,5 м.

Повышение давления закачки до 20 МПА приводит к подключению нижнего прослоя 4 м.

При давлении закачки 22 МПа мощность пласта, принимающая воду, составляет уже 97% от всей вскрытой мощности. С ростом давления закачки общая и удельная приемистость каждого пласта залежи увеличивается, причем приемистость возрастает за счет изменения как коллекторских свойств, так и мощности, принимающей воду. При этом мощность пласта, принимающая воду, увеличивается за счет вскрытия вертикальных трещин, которые и объединяют всю продуктивную залежь в единую гидродинамическую систему.

При давлении 23 МПа весь пласт становится принимающим. Приемистость при этом составляет 600 м³/сут. Давление 23 МПа и приемистость 600 м³/сут принимают как эффективные.

При дальнейшем повышении давления до 30 МПа приемистость скважины резко возрастает до 800 м³/сут. При этом, одновременно, мощность пласта, принимающая воду, сокращается.

Это свидетельствует о том, что при давлении 30 МПа вскрываются горизонтальные трещины. Небольшое сокращение принимающей мощности пласта свидетельствует о том, что пока еще не произошел полномасштабный гидроразрыв. Но давление 30 МПа уже можно считать критическим.

После этого давление закачки снижают ниже достигнутого критического, например, на 10-20%, но не ниже эффективного давления. Осуществляют закачку в зону (ее вертикальные трещины и поры) воды в количестве 5 м³ с добавкой мылонафта в количестве 0,05 м³. Закачку воды с мылонафтом осуществляют при давлении 24 МПа. При этом после закачки 1, 2, 4 м³ жидкости с мылонафтом эту закачку останавливают соответственно на 3, 5, 7 минут. После этого закачивают гипан в количестве 8 м³.

Формула изобретения

1. Способ изоляции зоны осложнения в скважине, включающий закачку в зону осложнения порции жидкости с добавкой гидрофобизатора и последующую закачку в эту зону тампонажного материала, при этом закачку жидкости с гидрофобизатором осуществляют под давлением раскрытия естественных вертикальных трещин зоны осложнения и с периодическими остановками закачки через разные промежутки времени с разной их продолжительностью.

2. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по п.1, отличающийся тем, что в качестве зоны осложнения принимают зону водопроявления и/или зону газопроявления, или зону поглощения в открытом стволе скважины в процессе ее бурения, или зону водопроявления и/или зону газопроявления в интервале продуктивного пласта или заколонном пространстве обсаженной скважины выше и/или ниже продуктивного пласта в процессе ее эксплуатации.

3. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизатора принимают мылонафт.

4. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по п.4, отличающийся тем, что мылонафт принимают в количестве 0,05-1,0% от объема закачиваемой жидкости.

5. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что в качестве тампонажного материала применяют водный раствор гипана или мылонафта.

6. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что в качестве тампонажного материала применяют цементный раствор.

7. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по п.5, отличающийся тем, что закачку водного раствора гипана или мылонафта чередуют с закачкой водного раствора хлористого кальция, при этом порции водных растворов гипана или мылонафта и хлористого кальция разделяют оторочками воды.

8. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по п.6, отличающийся тем, что в цементный раствор добавляют мылонафт.

9. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по п.7, отличающийся тем, что водный раствор гипана применяют концентрации 1,0-10%, водный раствор мылонафта в концентрации 10-50%, а водный раствор хлористого кальция - концентрации 8,5-19% и каждый из расчета 0,5-1,4 м³ реагента на 1 погонный метр зоны осложнения.

10. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по п.8, отличающийся тем, что в цементный раствор добавляют мылонафт в количестве 0,03-0,09% от объема воды затворения.

11. Способ изоляции зоны осложнения в скважине по одному из пп.1-10, отличающийся тем, что в качестве жидкости, которую закачивают в скважину перед тампонажным материалом, принимают воду.