Способ очистки прискважинной зоны продуктивного пласта

Способ очистки прискважинной зоны продуктивного пласта

Реферат

 

Изобретение относится к области скважинной разработки месторождений нефти и газа и может быть использовано для очистки прискважинной зоны продуктивного пласта после бурения скважины. Способ осуществляется следующим образом. В прискважинную зону пласта последовательно закачивают подобранные порции химических реагентов, при этом перед обработкой прискважинной зоны пласта и после подачи каждого химического реагента закачиванием газа в прискважинной зоне пласта создают перенасыщенную газом зону повышенного давления, превышающего по величине пластовое давление. Причем газ подают в прискважинную зону с минимальным расходом, а перенасыщенную газом зону создают радиусом более радиуса загрязненной части прискважинной зоны. После выдержки скважины на время протекания реакций химических реагентов с породами продуктивного пласта и содержимым пористой среды прискважинную зону пласта очищают от продуктов реакции пуском скважины в работу. Технический результат - повышение эффективности очистки прискважинной зоны продуктивного пласта от фильтрата бурового раствора и продуктов реакции.

Изобретение относится к области скважинной разработки месторождений нефти и газа и может быть использовано для очистки прискважинной зоны продуктивного пласта после бурения скважины.

Известен способ обработки пласта, заключающийся в удалении фильтрата бурового раствора из призабойной зоны в глубь пласта путем закачки в пласт обратной нефтяной эмульсии в объеме, равном 3-5 объемам проникшего фильтрата, при этом вязкость раствора по мере закачки изменяют от вязкости фильтрата бурового раствора до вязкости пластовой нефти /1/.

Недостатком этого способа является невозможность его использования для очистки прискважинной зоны слабопроницаемых продуктивных пластов, поскольку в этом случае для "захоронения" фильтрата бурового раствора в продуктивном пласте необходимо создание больших репрессий, которые нежелательны из-за возможного нарушения герметичности цементного кольца эксплуатационной колонны или самой колонны.

Известен метод очистки прискважинной зоны путем химического воздействия на пласт, включающий определение геолого-физико-химических свойств пород продуктивного пласта и пластовых флюидов, подбор химических реагентов (на основании определения свойств пород и пластовых флюидов), закачку их по насосно-компрессорным трубам в прискважинную часть продуктивного пласта, выдержку скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и пластовыми флюидами и очистку призабойной части пласта от продуктов реакции при запуске скважины в работу /2/.

К недостаткам данного способа следует отнести то, что при его реализации может быть осложнена очистка обрабатываемой зоны пласта от продуктов реакции применяемых химических реагентов с горными породами и пластовыми флюидами, особенно в низкопродуктивных пластах, поскольку при пуске скважины в работу создаваемые скорости движения пластовых флюидов могут быть недостаточны для выноса из прискважинной зоны пласта продуктов реакции.

Наиболее близким к описываемому способу является способ интенсификации притока углеводородов к скважине, включающий определение геолого-физико-химических свойств пород продуктивного пласта и пластовых флюидов, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб и последовательное закачивание в прискважинную часть пласта подобранных порций химических реагентов, при этом перед обработкой прискважинной части пласта и после подачи каждого химического реагента закачиванием газа в прискважинной части пласта создают перенасыщенную газом зону повышенного давления, превышающего по величине пластовое давление. После выдержки скважины на время протекания реакций химических реагентов с породами продуктивного пласта и пластовыми флюидами призабойную часть пласта очищают от продуктов реакции пуском скважины в работу /3/.

К недостаткам этого способа очистки прискважинной зоны продуктивного пласта и интенсификации притока углеводородов к скважине относится то, что при его реализации при неограниченных темпах закачивания газа последним может быть оттеснен фильтрат бурового раствора в глубь продуктивного пласта, за счет чего может снижаться эффективность его очистки.

Задачей данного изобретения является повышение эффективности очистки прискважинной зоны продуктивного пласта от фильтрата бурового раствора и продуктов реакции.

Поставленная задача достигается тем, что при реализации способа очистки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающего обработку прискважинной зоны химическими реагентами, создание перенасыщенной газом зоны повышенного давления, превышающего по величине пластовое давление закачиванием газа перед и после каждой порции химического реагента, выдержку скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и содержимым пористой среды и запуск скважины в работу, согласно изобретению газ подают в прискважинную зону с минимальным расходом, а перенасыщенную газом зону создают радиусом более радиуса загрязненной части прискважинной зоны.

Сущность изобретения заключается в следующем.

После бурения нефтяных и газовых скважин при их освоении возникает необходимость в очистке прискважинной зоны продуктивного пласта от фильтрата бурового раствора, а иногда и улучшении изначально низких фильтрационных параметров продуктивного пласта. По описываемому способу для восстановления и улучшения фильтрационных параметров скважины в нее первоначально закачивают первую порцию газа. Газ закачивают с минимальным расходом, поэтому он, попадая в прискважинную зону продуктивного пласта, равномерно по всей толщине продуктивного пласта частично оттесняет фильтрат бурового раствора в глубь пласта от забоя скважины, создавая насыщенность газом прискважинной зоны, достаточной для движения газа (порядка 10%). При этом газ подают в объеме, достаточном для насыщения им зоны, радиус которой превышает радиус загрязненной зоны (насыщенной фильтратом бурового раствора). Таким образом, в прискважинной зоне создаются фильтрационные каналы до пластового флюида продуктивного пласта и газовый буфер за пределами загрязненной зоны. После порции газа в скважину подается первая порция химического реагента. Данный реагент предназначается преимущественно для растворения осадка, выпавшего из бурового раствора, или повышения его подвижности (например ПАВ). Вслед за первой порцией химического реагента в скважину подается вторая порция газа, которая оттесняет от забоя скважины ранее закачанные порции газа и химического реагента, а также фильтрат бурового раствора, обеспечивая их перемешивание и протекание реакции растворения осадка бурового раствора. Кроме того, газ второй порции растворяется в продуктах реакции первой порции химического реагента и остатках пластового флюида, уменьшая вязкость получаемой смеси. Далее в скважину подается и продавливается в пласт вторая порция химического реагента, предназначенного, например, для реагирования с породами продуктивного пласта и улучшения его фильтрационных параметров. Данная порция попадает в пористую среду прискважинной зоны, очищенную от фильтрата бурового раствора, поэтому увеличивается эффект от проводимой химической обработки продуктивного пласта. Последовательно закачиваемые порции химических реагентов и газа (число которых зависит от решаемой задачи) с давлением, превышающим пластовое, позволяют наиболее эффективно растворять и(или) удалять вещества, ухудшающие фильтрационные параметры прискважинной зоны, и уменьшать вязкость получаемой смеси флюидов. Закачка порций газа с минимальными расходами позволяет более равномерно охватывать обработкой прискважинную зону, не допуская прорыва закачиваемых газа и химических реагентов по наиболее проницаемым пропласткам. После выдержки скважины на время реакции химических реагентов с осадком фильтрата бурового раствора и породами продуктивного пласта скважина запускается в работу. Так как последней порцией, подаваемой в скважину, является порция газа, то при пуске скважины имеется возможность создавать широкий диапазон регулируемых депрессий на пласт, обеспечивая эффективную очистку прискважинной зоны от продуктов реакции и сохранение прискважинной зоны от разрушения. При этом эффективность очистки дополнительно повышается за счет движения к забою скважины порций газа, находящихся в прискважинной части пласта под давлением, а также пластового флюида, соединение скважинного пространства с которым обеспечивается закачкой порций газа.

Пример реализации способа В скважине глубиной Н=2000 м, вскрывшей продуктивный пласт толщиной h = 10 м, сложенный карбонатными породами, необходимо произвести интенсификацию притока путем очистки призабойной зоны от фильтрата бурового раствора и увеличение пористости коллектора призабойной зоны продуктивного пласта. В качестве реагента для очистки призабойной зоны используем ПАВ (например, ОП-10), а для увеличения пористости коллектора - раствор соляной кислоты. Начальная пористость пласта m=0,1, радиус зоны, загрязненной фильтратом бурового раствора R_б= 3 м, радиус солянокислотной обработки призабойной зоны пласта R_к=5 м, пластовое давление Р_пл=20 МПа, пластовая температура Т_пл=340 К, внутренний диаметр НКТ D_нтк=0,062 м.

Определяем: - объем первой порции газа (при нормальных условиях - Р₀ и Т₀); данной порцией газа создается газонасыщенность загрязненной зоны (R_б=3 м) равная 10% и газонасыщенная буферная зона на глубину 2 м (от 3 до 5 м от забоя скважины), тогда объем порции газа составит: - объем порции ПАВ; приравниваем объем этой порции объему одной трети порового пространства обрабатываемой зоны (R_б=3 м): V1 = 0,33R²_бhm9,3 м³; - объем второй порции газа (при нормальных условиях); считаем, что при закачивании этой порции газ заполняет 80% объема порового пространства загрязненной зоны (остаточная насыщенность порового пространства неподвижной влагой - 20%): Г₂ = 0,8R²_бhm(P_плT_o/P_oT_плz)4034 м³; - объем раствора соляной кислоты; насыщенность раствором соляной кислоты порового пространства в обрабатываемой зоне составляет 20%: V_к = 0,2R²_кhm = 15,7 м³; - объем третьей порции газа при нормальных условиях (с учетом продавливания кислоты в пласт на глубину R_Г3 = 1 м и заполнения колонны НКТ, приравнивая средние значения давления и температуры пластовым параметрам): Г₃ = (R²_г3hm+HD²_нкт/4)(P_плT_o/P_oT_плz) = 1637 м³. Последовательно закачиваем в скважину и продавливаем в призабойную зону продуктивного пласта расчетные порции газа и реагентов по технологии, описанной выше. После выдержки пласта на время реакции соляной кислоты с горными породами скважина запускается в работу.

Использование данного способа позволяют успешно решать вопросы интенсификации притока углеводородов к скважине за счет высокой эффективности очистки прискважинной зоны от фильтрата бурового раствора, от продуктов реакций используемых химических реагентов при пуске скважины в работу после проведения интенсификационных работ.

Литература 1. Патент РФ 1063988, кл. Е 21 В 43/25, приоритет 02.03.1982.

2. Минеев Б. П. , Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. М.: Недра, 1981, с. 163-183.

3. Патент РФ 2127806, кл. Е 21 В 43/27, приоритет 09.04.1998.4

Формула изобретения

Способ очистки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающий обработку прискважинной зоны химическими реагентами, создание перенасыщенной газом зоны повышенного давления, превышающего по величине пластовое давление, закачиванием газа перед и после каждой порции химического реагента, выдержку скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и содержимым пористой среды и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что газ подают в прискважинную зону с минимальным расходом, а перенасыщенную газом зону создают радиусом более радиуса загрязненной части прискважинной зоны.