Способ обработки призабойной зоны пласта

Способ обработки призабойной зоны пласта

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта в результате предотвращения отрицательного воздействия буровых растворов и образования разуплотненной призабойной зоны.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта за счет гидрофобизаций поверхности пор. В скважину после вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией опускают насосно-компрессорные трубы с таким расчетом, чтобы они были ниже интервала перфорации на 3-4 м. Заменяют буровой раствор на безводную нефть и закачивают в интервал продуктивного пласта углеводородный раствор. Он содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), маслорастворимое ПАВ и углеводородную жидкость в следующих соотношениях соответственно, об.%: 0,5-0,9; 1-2; остальное. Раствор закачивают в объеме, равном объему скважины в интервале пласта. Смесь масло- и водорастворимых ПАВ позволяет полностью удалить глину из призабойной зоны пласта, связать ее в виде обратной эмульсии за счет снижения величины поверхностного натяжения на границе нефть-вода-порода и уменьшения величины капиллярного давления (Патент РФ №1327594, опубл. 01.04.1987).

Недостатком этого метода является то, что при первичном вскрытии пласта не исключается проникновение бурового раствора со шламом и цементного раствора в продуктивный пласт.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания нефтяных и газовых скважин, включающий создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана после предварительного образования в нем сети трещин и каналов с помощью перфоратора взрывного действия перед креплением скважины. Нагнетание кислоторазрушаемого раствора ведут давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. После крепления скважины кислоторазрушаемый защитный экран разрушают. Удаляют его путем кислотной обработки пласта. Кислотную обработку пласта ведут в гидроимпульсном режиме. Темп снижения давления периодически контролируют(Патент РФ №2225503, опубл. 2004.03.10 - прототип).

Известный способ обеспечивает сохранение фильтрационных свойств продуктивного пласта, увеличение дебита скважины. Однако способ недостаточно эффективен вследствие применения цемента для создания кислоторазрушаемого экрана.

В изобретении решается задача понижения отрицательного влияния цементного раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта, повышение дебита скважин на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, первичное вскрытие скважины ведут на полимермеловом растворе, указанное перфорирование ведут под слоем полимермелового раствора, в качестве кислоторазрушаемого раствора используют полимермеловой раствор, при этом используют полимермеловые растворы плотностью 1040÷1060 кг/м³ следующего состава, мас.%:

Кальцинированная сода	- 1-6
Карбоксиметилцеллюлоза	- 1-6
Полиакриламид	- 2-3
Глина	- 48-52
Мел	- 46-50
Вода	- остальное

Признаками изобретения являются:

1) первичное вскрытие скважины;

2) перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта;

3) создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования;

4) спуск обсадной колонны;

5) цементирование затрубного пространства;

6) повторная перфорация призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну;

7) разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны пласта;

8) первичное вскрытие скважины на полимермеловом растворе;

9) перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта под слоем полимер- мелового раствора;

10) использование в качестве кислоторазрушаемого раствора полимермелового раствора;

11) плотность полимермеловых растворов в пределах 1040-1060 кг/м³.

Признаки 1-7 являются общими с прототипом, признаки 8-11 являются существенными, отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Основной причиной снижения продуктивности скважин при их заканчивании является кольматация пор глинистыми или цементными составляющими растворов для бурения или обработки призабойной зоны пласта. В изобретении решается задача понижения отрицательного влияния цементных и глинистых растворов на коллекторские свойства продуктивного пласта, повышение дебита скважин на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами. Задача решается следующим образом.

Бурят скважину до кровли продуктивного пласта по обычной технологии. Первичное вскрытие скважины в зоне продуктивного пласта проводят на полимермеловом растворе плотностью 1040-1060 кг/м³. До спуска обсадной колонны выполняют перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта под слоем этого же полимермелового раствора плотностью 1040-1060 кг/м³. Создают в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемый защитный экран нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. В качестве кислоторазрушаемого раствора используют полимермеловой раствор плотностью 1040÷1060 кг/м³. Спускают обсадную колонну. Цементируют затрубное пространство. Повторно перфорируют призабойную зону продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну. Разрушают кислоторазрушаемый защитный экран кислотной обработкой призабойной зоны пласта.

Состав реагентов для приготовления полимермелового раствора плотностью 1040-1060 кг/м³ составляет, кг/м³:

Кальцинированная сода	1-6
Карбоксиметилцеллюлоза	1-6
Полиакриламид	2-3
Глина	48-52
Мел	46-50
Вода	остальное

Для первичного вскрытия заготавливают полимерный раствор на буровой плотностью 1040-1060 кг/м³. Водный раствор реагентов готовят на пресной технической воде с использованием цементировочного агрегата и технологической емкости. В технологическую емкость объемом 10 м³, наполненную водой, последовательно вводят кальцинированную соду (Na₂CO₃), карбоксиметилцеллюлозу и полиакриламид. Для перфорирования осуществляют приготовление полимермелового раствора необходимой плотности путем перемешивания с помощью цементировочного агрегата и бурового насоса утяжеленного глиномелового раствора плотностью 1300-1350 кг/м³ и полимермелового раствора плотностью 1020-1030 кг/м³. Глиномеловой раствор готовят централизованно и заблаговременно доставляют на скважину. Объем глиномелового раствора определяют исходя из требуемой плотности. Соотношение глины и мела подбирают исходя из требуемого удельного веса раствора, при этом объем глины не превышает 80 кг на 1 м³ раствора. Наличие мела в растворе обеспечивает надежное вскрытие продуктивного горизонта при кислотной обработке в процессе освоения.

Применение полимермелового раствора на этапе вскрытия продуктивного пласта приводит к сохранению коллекторских свойств пласта за счет снижения репрессионного давления на пласт. Это позволяет снизить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом, а незначительное содержание в составе полимермелового раствора глинистой составляющей и наличие химически активной твердой фазы (мела) с акриловыми полимерами создает искусственный защитный экран, снижая, тем самым, степень отрицательного влияния бурового раствора.

На этапе перфорирования производят формирование разуплотненной зоны в интервале продуктивного пласта путем проведения прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны. Перед проведением прострелочно-взрывных работ в интервал продуктивного пласта закачивают полимермеловой буровой раствор, содержащий в своем составе химически активный компонент - мел. При перфорации в открытом стволе в породах коллектора образуются более глубокие каналы и сеть трещин, так как сила заряда не расходуется на прожигание обсадной колонны.

Для предотвращения загрязнения продуктивного пласта при цементировании колонны проводят искусственную кольматацию сформированной призабойной зоны путем задавливания полимермелового раствора в пласт при давлении, превышающем 1,0-1,5 МПа расчетного давления, возникающего в процессе цементирования эксплуатационной колонны. Задавливание раствора в пласт производят в гидроимпульсном режиме. Устье скважины герметизируют. С помощью цементировочного агрегата в скважине создают нужное давление. Выдерживают это давление в течение 5-10 мин, затем давление сбрасывают. Это повторяют до 10-15 раз. В результате каналы и трещины сформированной призабойной зоны продуктивного пласта забиваются полимермеловым раствором, и образуется защитный слой, исключающий проникновение цементного раствора в продуктивный пласт при цементаже заколонного пространства.

После спуска обсадной колонны и цементажа заколонного пространства производят вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией. В пласт закачивают соляную кислоту, которая легко растворяет и уничтожает защитный слой в трещинах и каналах, образованных при первичном вскрытии технологией формирования разуплотненной призабойной зоны в интервале продуктивных пород.

Пример конкретного выполнения:

Технология была применена на скважинах №313 и №314 Алексеевского нефтяного месторождения Татарстана. На скважине №314 применялась технология по прототипу. В скважине №313 применена заявленная технология.

Использовали полимермеловые растворы плотностью 1050 кг/м³ следующего состава, мас.%: кальцинированная сода - 1, карбоксиметилцеллюлоза - 1, полиакриламид - 2, глина - 48, мел - 46, вода - 4.

Анализ добывных показателей позволяет сделать следующие выводы:

По скважине №314: К_пор.=10.9%; Q_нефти=2,6 т/сут, Q_уд=0,17 т/сут·м.

Скважина №313: К_пор.=12.5%; Начальный дебит нефти по данной скважине составил 5,2 т/сут, а удельный - 0,658 т/сут·м, что в 2,9 раза превышает средний удельный дебит по скважине №314.

Применение предложенного способа позволит снизить отрицательное влияние цементного раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта и повысить дебит скважины на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами.

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, отличающийся тем, что первичное вскрытие скважины ведут на полимер-меловом растворе, указанное перфорирование ведут под слоем полимермелового раствора, в качестве кислоторазрушаемого раствора используют полимермеловой раствор, при этом используют полимермеловые растворы плотностью 1040÷1060 кг/м³ следующего состава, мас.%:

кальцинированная сода	1-6
карбоксиметилцеллюлоза	1-6
полиакриламид	2-3
глина	48-52
мел	46-50
вода	остальное