Способ кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом
METHOD ACID TREATMENT FOR RESERVOIRS WITH WATER-OIL CONTACT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов (пластов) с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.
Известен способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение скважины, цементирование горизонтального ствола скважины, перфорацию и формирование трещин с помощью гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающие горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакерами. Согласно изобретению бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора за одну спускоподъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформировавшейся щели, от остальной части колонны, а гидроразрыв пласта в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухсторонней по формированию щелей, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал - в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта. Дополнительно проводят водоизоляционные работы на каждом из интервалов в отдельности через трещину разрыва (патент РФ №2401942, кл. Е21В 43/26, опубл. 20.10 2010).
Недостатком известного способа является не контролируемое развитие трещины в высоту, что при последующей эксплуатации скважины приводит к ее быстрому обводнению. Разработка коллекторов таким способом характеризуется низкой эффективностью.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. В известном способе, горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород, затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб (ГТ) спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером, спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола, сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола, производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором, по окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины, затем  извлекается из скважины (патент РФ №2558058, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.07.2015 - прототип).
Известный способ позволяет управлять направлением роста трещины, но только в скважинах, горизонтальные стволы которых расположены идеально параллельно горизонтали. При наличии кривизны ствола в профиле, эффективность способа теряется, что приводит к низким темпам отбора нефти и высокой обводненности. Кроме того, способ не применим для скважин с открытым горизонтальным стволом.
В предложенном изобретении решается задача повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом (ВНК) в скважинах с открытым горизонтальным стволом.
3
3
к
к
Задача решается тем, что в способе кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом, включающем спуск в горизонтальный ствол скважины колонны гибких труб, закачку геля с плотностью, большей плотности воды, и заполнением гелем части горизонтального ствола скважины, а также рабочей жидкости для обработки коллектора с заполнением другой части горизонтального ствола скважины, последовательную поинтервальную обработку пласта, по окончании выполнения обработки проведение освоения скважины свабированием, отбор продукции из горизонтальной скважины, согласно изобретению бурят или выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации горизонтальную скважину в продуктивном карбонатном коллекторе с открытым условно горизонтальным стволом, на профиле условно горизонтального ствола выделяют один или несколько участков А, расположенных ближе к кровле пласта, длиной не менее 5 м, а также соответствующие соседние участки В, расположенные ближе к водонефтяному контакту, в середину участка А, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой, через которую закачивают раствор поверхностно-активного вещества в объеме из расчета 0,1-1,1 м на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В, проводят технологическую выдержку в течение 0,4-3 часов, затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении Р, при котором затем будут закачивать кислоту, объем геля определяют как 0,4-0,8 от объема соответствующего одного или двух участков В, являющихся соседними к участку А, в котором проводят операцию, гель доводят до соответствующего участка А, продавливая по гибким трубам жидкостью, не растворяющей гель, проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемого для оседания геля в нижнюю часть участков В, после чего закачивают кислоту под давлением Р и в объеме в м, равном (0,02-0,5)h на метр длины соответствующего участка А, где h - средняя толщина пласта вдоль участка А в метрах, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором, закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля, затем переходят к обработке следующего участка А, перемещая трубу с гидромониторной насадкой в сторону «пятки» условно горизонтального ствола, после завершения обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины промывают и пускают в эксплуатацию.
Сущность изобретения
На технологическую эффективность кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с ВНК, в скважинах с открытым горизонтальным стволом, существенное влияние оказывает охват пласта кислотным воздействием, причем для снижения рисков обводнения необходимо исключить распространение «червоточин» растворения карбонатной породы кислотой вблизи ВНК. Под технологической эффективностью здесь понимается повышение темпов отбора нефти и снижение сроков разработки по сравнению разработкой без кислотной обработки. При этом возможно отсутствие прироста конечной нефтеотдачи. Приведенный выше прототип, несмотря на то что описывает способ проведения гидроразрыва пласта, содержит идею перенаправления потока закачиваемого флюида (в прототипе это жидкость гидроразрыва, а в рассматриваемом способе - кислота) в противоположную сторону от ВНК. Однако технически прототип практически нереализуем ввиду приведенных выше причин. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно проводить кислотную обработку карбонатных коллекторов с ВНК. В предложенном изобретении решается задача повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.
I, II, III
I, II
На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка коллектора с профилем горизонтальной скважины. Обозначения: 1 - участок нефтенасыщенного карбонатного коллектора, 2 - условно горизонтальная скважина, 3 - гибкая безмуфтовая труба, 4 - гидромониторная насадка, 5 - пакер, 6 - зоны растворения породы кислотой, ВНК - водонефтяной контакт, A - участки условно горизонтального ствола скважины 2, расположенные ближе к кровли продуктивного пласта 1, B - участки условно горизонтального ствола скважины 2, расположенные ближе к ВНК.
Способ реализуют следующим образом.
На участке 1 карбонатного нефтяного коллектора бурят либо выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации условно горизонтальную скважину 2 с типом заканчивания, представляющим из себя открытый в продуктивной части коллектора ствол (фиг. 1). Участок 1 коллектора имеет ВНК.
На профиле условно горизонтального ствола скважины 2 выделяют один или несколько участков А, расположенных ближе к кровле пласта, длиной не менее 5 м, а также соответствующие соседние участки В, расположенные ближе к ВНК.
В середину участка А, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу 3 с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой 4. У кровли пласта устанавливают пакер 5. Участки А длиной менее 5 м не позволяют эффективно проводить кислотную обработку через гидромониторную насадку 4.
3
к
Через безмуфтовую трубу 3 с гидромониторной насадкой 4 закачивают раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) в объеме из расчета 0,1-1,1 м на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В (в зависимости от того, вверх или вниз направлен носок «скважины»). Проводят технологическую выдержку в течение 0,4-3 ч. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор 1 при давлении Р, при котором затем будут закачивать кислоту. Объем геля определяют как 0,4-0,8 от объема соответствующего одного или двух участков В, являющихся соседними к участку А, в котором проводят операцию. Гель доводят до соответствующего участка А, продавливая по гибким трубам жидкостью, не растворяющей гель. Например, для водорастворимого геля такой жидкостью может служить нефть, а для углеводородорастворимых гелей - вода. Проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемого для оседания геля в нижнюю часть участков В.
к
Далее закачивают кислоту под давлением Р и в объеме (0,02-0,5)h на метр длины соответствующего участка А, где h - средняя толщина пласта вдоль участка А. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором 1. Затем в скважину 2 закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля.
После завершения данной операции на участке А, расположенном ближе к «носку» условно горизонтального ствола скважины 2, распакеровывают пакер 5 и переходят к обработке следующего участка А, перемещая трубу 3 с гидромониторной насадкой 4 в сторону «пятки» условно горизонтального ствола. В результате получают зоны 6 растворения породы кислотой.
После обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины 2 промывают и проводят освоение свабированием. Затем переходят на отбор продукции (нефти и воды) из условно горизонтальной скважины 2.
3
3
Закачка раствора ПАВ повышает гидрофильность коллектора. Объем ПАВ из расчета менее 0,1 м на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В согласно исследованиям не приводит к эффективности последующей кислотной обработки, а более 1,1 м - адсорбируется в больших объемах в порах коллектора, снижая его проницаемость. Технологическая выдержка после закачки ПАВ обеспечивает максимальную реакцию с карбонатной породой, причем времени менее 0,4 часа для большинства коллекторов недостаточно, а более 3 часов - не имеет смысла.
Закачка геля необходима для заполнения нижних участков В условно горизонтального ствола, что позволяет исключить развитие «червоточин» от воздействия кислоты вблизи ВНК. В результате при эксплуатации скважины снижается скорость ее обводнения, увеличивается продолжительность эффекта. Объем геля менее чем 0,4 от объема соответствующего одного или двух участков В условно горизонтального ствола приводит согласно расчетам к прорыву закачиваемой кислоты вниз по направлению к ВНК, что снижает эффективность кислотной обработки, а более чем 0,8 - объем геля слишком велик, что приводит к низкому охвату закачиваемой кислотой участков А.
Объем закачиваемой кислоты определен согласно исследованиям как наиболее оптимальный. При объеме менее 0,02h на метр длины соответствующего участка А, последующий прирост продуктивности и темпов отбора нефти практически отсутствует, тогда как при объеме более 0,5h, значительно повышается риск последующего обводнения скважины, что снижает нефтеотдачу.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 коллектора.
Результатом внедрения данного способа является повышение технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.
Пример конкретного выполнения способа.
На участке 1 карбонатного нефтяного коллектора бурят условно горизонтальную скважину 2 с типом заканчивания, представляющим из себя открытый в продуктивной части коллектора ствол длиной 120 м и диаметром d=0,216 м (фиг. 1). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет 790 м, толщина нефтенасыщенного коллектора относительно одинакова на по всей длине условно горизонтального ствола и составляет h=6 м, начальное пластовое давление - 8 МПа. Участок 1 коллектора имеет ВНК. До кровли продуктивного пласта 1 скважину обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 152 мм.
После пуска скважины 2 в эксплуатацию дебит нефти ее составил 2 т/сут, дебит жидкости - 8 т/сут. Низкая продуктивность скважины привела к необходимости проведения кислотной обработки коллектора.
I,
II,
III
I
II
На профиле условно горизонтального ствола скважины 2 выделяют три участка - AAA, расположенных ближе к кровле пласта, длиной соответственно 5 м, 20 м и 10 м. Также выделяют два соответствующих соседних участка B и B, длиной соответственно 30 м и 55 м, расположенных ближе к ВНК.
I
В середину участка A, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу 3 диаметром 76 мм с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой 4. У кровли пласта устанавливают механический пакер 5.
9
I
3
3
Через безмуфтовую трубу 3 с гидромониторной насадкой 4 закачивают ПАВ (неонол АФ-12 с концентрацией 0,05%) в объеме из расчета 0,1 м на метр длины суммы участка А и соседнего B: (5+30)⋅0,1=3,5 м. Проводят технологическую выдержку в течение 0,4 часа.
3
2
3
I
I
I
Затем закачивают гель плотностью около 1200 кг/м, следующего состава (массов.): карбамид - 6%, алюминий хлористый - 3% уротропин - 8%, техническая вода - остальное. Объем геля определяют как 0,4 от объема соответствующего участка B: 0,4⋅3,14⋅(0,216/2)⋅30=0,44 м. Закачку ведут при давлении закачки 9 МПа. При данном давлении гель не прокачивается через коллектор 1. Гель доводят до участка A, продавливая его по гибким трубам 3 товарной нефтью. Проводят технологическую выдержку в течение 8 часов. За это время гель оседает в нижнюю часть условно горизонтального ствола - участка B.
к
3
3
Далее закачивают 21%-ную соляную кислоту под давлением Р = 15 МПа и в объеме 0,02⋅6⋅5=0,6 м. Проводят технологическую выдержку в течение 12 часов. Затем в скважину 2 закачивают растворитель геля - техническую воду, в таком же объеме, в котором закачивали гель, т.е. 0,44 м.
I
II
II
II
I
II
1
2
3
3
2
3
3
После завершения данной операции на участке A, распакеровывают пакер 5 и переходят к обработке следующего участка A, перемещая трубу 3 с гидромониторной насадкой 4 в сторону «пятки» условно горизонтального ствола. Коллектор вдоль участка A имеет иные относительно предыдущего фильтрационно-емкостные характеристики. Проводят те же самые операции, что и в первом случае. Закачивают ПАВ в объеме из расчета 0,5 м на метр длины суммы соответствующего участка A и соседних B и B: (20+30+55)⋅0,5=52,5 м. Проводят технологическую выдержку в течение 2 часов. Объем геля определяют как 0,5 от объема соответствующих участков В и В: 0,5⋅3,14⋅(0,216/2)⋅(30+55)=1,6 м. Объем соляной кислоты определяют как 0,2⋅6⋅20=24 м.
III
III
III
II
2
3
3
2
3
3
Участок A обрабатывают аналогичным образом. Коллектор вдоль участка A имеет иные относительно предыдущих участков фильтрационно-емкостные характеристики. Проводят те же самые операции, что в первом и втором случаях. Закачивают ПАВ в объеме из расчета 1,1 м на метр длины суммы соответствующего участка A и соседнего B: (10+55)⋅1,1=71,5 м. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов. Объем геля определяют как 0,8 от объема соответствующего участка В: 0,8⋅3,14⋅(0,216/2)⋅55=1,6 м. Объем соляной кислоты определяют как 0,5⋅6⋅10=30 м.
В результате данных операций получают зоны 6 растворения породы кислотой. После обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины 2 промывают и проводят освоение свабированием. Затем спускают насос и переходят на отбор продукции (нефти и воды) из условно горизонтальной скважины 2.
В результате проведения кислотной обработки нефтяного коллектора 1 по предлагаемому способу дебит нефти составил 18 т/сут, дебит жидкости - 34 т/сут, технологическая эффективность прироста дебита нефти составила - 16 т/сут, жидкости - 26 т/сут. По прототипу при прочих равных условиях дебит нефти составил 12 т/сут, дебит жидкости - 26 т/сут, соответственно технологическая эффективность прироста дебита нефти по прототипу - 10 т/сут, жидкости - 18 т/сут. Прирост дебита нефти по предлагаемому способу по сравнению с прототипом - 6 т/сут, жидкости - 8 т/сут. Длительность технологического эффекта предлагаемого способа оказалась на 7 месяцев больше.
Предлагаемый способ позволяет повысить технологическую эффективность кислотной обработки за счет воздействия кислотой на коллектор с минимизацией риска обводнения скважины подошвенной водой.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.