СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ЗОН ПЛАСТА
METHOD OF HIGHLY POROUS LAYER AREAS SELECITVE ISOLATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к селективной изоляции высокопроницаемых промытых водой зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах при отсутствии точных сведений о местоположении указанных зон пласта в неоднородных коллекторах нефтяных месторождений.
Известен способ изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающий закачку в скважину раствора, содержащего силикат натрия, минеральную кислоту (соляную или серную), биополимер и воду [Патент РФ №1774689, опублик. 1996.01.10].
Недостатком этого способа является неэффективность селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта.
Известен способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта, включающий закачку в пласт газообразователя с последующей закачкой изолирующего состава в высокопроницаемые зоны [Патент РФ №2079648, опублик. 1997.05.20 - прототип].
Недостатком этого способа является его невысокая эффективность. Это связано с тем, что газообразователь фильтруется в пропластки в соответствии с их фазовой проницаемостью и в основном в высокопроницаемые зоны пласта, а при закачке в скважины изолирующего материала не происходит селективной изоляции только высокопроницаемых пластов. Т.е. изолирующий состав проникает как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пласты.
Целью предлагаемого изобретения является увеличение эффективности селективной изоляции только высокопроницаемых пластов вне зависимости от местоположения указанных зон, их количества и последовательности их расположения.
3
3
Поставленная цель достигается тем, что в добывающую скважину для временной изоляции низкопроницаемых зон закачивают изолирующий состав на основе жидкого стекла с 1,0-2,8 мас.% кислотного гелеобразователя, в количестве 0,05-0,2 м на 1 метр общей мощности пласта, затем для изоляции высокопроницаемых зон пласта закачивают гелеобразующий состав, содержащий жидкое стекло и кислотный гелеобразователь в количестве 2-10 м на 1 метр мощности высокопроницаемых зон пласта, причем закачку осуществляют равными оторочками с одинаковой вязкостью, с уменьшением времени начала гелеобразования и увеличением содержания кислотного гелеобразователя в каждой последующей оторочке от 0,6  мас.% в первой до 2,3  мас.% в последней.
Сущность изобретения
Большинство нефтяных залежей обладает неоднородностью коллекторов по проницаемости жидкостей вода - нефть. При разработке таких залежей в первую очередь обводняются высокопроницаемые зоны нефтяного пласта, а низкопроницаемые зоны остаются невыработанными. Существующие на данный момент методы не позволяют селективно изолировать промытые водой пропластки, если неизвестно их местонахождение.
Предлагаемый способ позволяет временно изолировать невыработанные низкопроницаемые зоны, затем основательно изолировать промытые высокопроницаемые зоны пласта, а затем ликвидировать временную изоляцию в низкопроницаемых зонах.
3
3
В скважину закачивают небольшой объем изолирующего состава (0,05-0,2 м на 1 м общей перфорированной мощности пласта) с временем начала гелеобразования, равным времени доставки его на забой скважины. При поступлении в низкопроницаемую зону последний двигается медленно и образует в ней гель. Поступая в высокопроницаемую зону пласта, изолирующий состав двигается быстро и разрушается, не препятствуя дальнейшей закачке всего объема (2-10 м на 1 м высокопроницаемой мощности пласта) изолирующего состава. Причем закачку основного объема гелеобразующего раствора осуществляют одинаковыми оторочками, при этом состав от первой до последней оторочки подбирают с одновременным началом гелеобразования изолирующего состава в пласте.
Поскольку изолирующая способность силикатного геля существенно зависит от объема закаченного изолирующего состава, то при равном объеме на 1 метр мощности в нефтенасыщенной зоне пласта она значительно меньше, чем в водонасыщенной. В нефтенасыщенных низкопроницаемых зонах образовавшийся гель создает временную изоляцию, а в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках он разрушается и не препятствует закачке основного объема изолирующего состава.
Таким образом, основной объем изолирующего состава, минуя низкопроницаемые зоны, поступает в высокопроницаемые водонасыщенные зоны пласта.
После закачки в высокопроницаемые зоны изолирующего состава и проталкивающей жидкости скважину останавливают и проводят технологическую выдержку.
Затем скважину осваивают свабированием или компрессированием. При этом временная изоляция низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта ликвидируется. После спуска подземного оборудования скважину запускают в работу.
Способ осуществляется следующим образом.
2
2
3
3
3
Пример 1. В добывающую скважину, имеющую 16 м перфорированной мощности (8 м имеет проницаемость 0,05 мкм, а 8 м - 0,5 мкм), насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2,5 дюйма спущены на глубину 1200 м (внутренний объем НКТ составляет 3,7 м), воронка НКТ находится на уровне верхних отверстий интервала перфорации высокопроницаемой зоны пласта, приемистость по воде 144 м/сут (6 м/час) при давлении 8 МПа (пластовая температура 60°С), закачивают:
3
1. буферную оторочку пресной воды в объеме 2 м;
3
3
2. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, соляная кислота - 1,1 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 0,8 м (0,05 м на 1 метр общей мощности пласта) с временем начала гелеобразования 0,75 часа;
3
3
3. изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 16 м (2 м на 1 м мощности высокопроницаемых зон пласта) в том числе:
3
3.1. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, соляная кислота - 0,7 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 8 м с временем начала гелеобразования 3,3 часа;
3
3.2. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, соляная кислота - 0,75 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 8 м с временем начала гелеобразования 2,0 часа;
3
4. проталкивающую оторочку пресной воды в объеме 4 м, прекращают закачку и оставляют скважину на реагирование на 36 часов;
5. осваивают скважину свабированием;
6. спускают подземное оборудование и запускают скважину в работу.
До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 96% воды и 4% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 71% воды и 29% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 0,9 т/сут, а после обработки - 6,5 т/сут.
2
2
2
3
3
3
Пример 2. В добывающую скважину, имеющую 23,3 м перфорированной мощности (5 м имеет проницаемость 0,05 мкм, а 8,3 м - 0,4 мкм, 10 м - 0,5 мкм), насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2,5 дюйма спущены на глубину 1250 м (внутренний объем НКТ составляет 3,8 м), воронка НКТ находится на уровне верхних отверстий интервала перфорации высокопроницаемой зоны пласта, приемистость по воде 288 м/сут (12 м/час) при давлении 7 МПа (пластовая температура 65°С), закачивают:
3
1. буферную оторочку пресной воды в объеме 2 м;
3
3
2. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, борная кислота - 1,1 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 1,75 м (0,075 м на 1 метр общей мощности пласта) с временем начала гелеобразования 0,5 часа;
3
3
3. изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 55 м (3 м на 1 м мощности высокопроницаемых зон пласта) в том числе:
3
3.1. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, борная кислота - 0,6 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 11 м с временем начала гелеобразования 5 часов;
3
3.2. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, борная кислота - 0,65 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 11 м с временем начала гелеобразования 4,0 часа;
3
3.3. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, борная кислота - 0,7 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 11 м с временем начала гелеобразования 3,1 часа;
3
3.4. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3,5 мас.%, борная кислота - 0,75 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 11 м с временем начала гелеобразования 2,2 часа;
3
3.5. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, борная кислота - 0,8 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 11 м с временем начала гелеобразования 1,3 часа;
3
4. проталкивающую оторочку пресной воды в объеме 4 м, прекращают закачку и оставляют скважину на реагирование на 36 часов;
5. осваивают скважину компрессированием;
6. спускают подземное оборудование и запускают скважину в работу.
До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 95% воды и 5% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 75% воды и 25% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 1,1 т/сут, а после обработки - 8,0 т/сут.
2
2
2
2
3
3
3
Пример 3. В добывающую скважину, имеющую 32 м перфорированной мощности (4 м имеет проницаемость 0,05 мкм, 8 м - 0,07 мкм, 8 м - 0,4 мкм, 12 м - 0,5 мкм), насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2,5 дюйма спущены на глубину 1320 м (внутренний объем НКТ составляет 4,0 м), воронка НКТ находится на уровне верхних отверстий интервала перфорации высокопроницаемой зоны пласта, приемистость по воде 336 м/сут (14 м/час) при давлении 9 МПа (пластовая температура 70°С), закачивают:
3
1. буферную оторочку пресной воды в объеме 4 м;
3
3
2. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 6 мас.%, уксусная кислота - 2,8 мас.%, остальное пресная вода, в объеме 3,2 м (0,1 м на 1 метр общей мощности пласта) с временем начала гелеобразования 0,5 часа;
3
3
3. изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 100 м (5 м на 1 м мощности высокопроницаемых зон пласта) в том числе:
3
3.1. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 6 мас.%, уксусная кислота - 1,6 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 12,5 м с временем начала гелеобразования 7,5 часов;
3
3.2. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5,5 мас.%, уксусная кислота - 1,65 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 12,5 м с временем начала гелеобразования 6,6 часа;
3
3.3. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, уксусная кислота - 1,7 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 12,5 м с временем начала гелеобразования 5,7 часа;
3
3.4. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, уксусная кислота - 1,75 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 12,5 м с временем начала гелеобразования 4,8 часа;
3
3.5. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, уксусная кислота - 1,8 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 12,5 м с временем начала гелеобразования 3,9 часа;
3
3.6. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3,5 мас.%, уксусная кислота - 1,85 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 12,5 м с временем начала гелеобразования 3,0 часа;
3
3.7. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3 мас.%, уксусная кислота - 1,9 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 12,5 м с временем начала гелеобразования 2,1 часа;
3
3.8. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 3 мас.%, уксусная кислота - 2,3 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 12,5 м с временем начала гелеобразования 1,2 часа;
3
4. проталкивающую оторочку пресной воды в объеме 4,0 м, прекращают закачку и оставляют скважину на реагирование на 36 часов;
5. осваивают скважину свабированием;
6. спускают подземное оборудование и запускают скважину в работу.
До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 98% воды и 2% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 84% воды и 16% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 0,8 т/сут, а после обработки - 2,7 т/сут.
2
2
2
2
3
3
3
Пример 4. В добывающую скважину, имеющую 25 м перфорированной мощности (4 м имеет проницаемость 0,05 мкм, 6 м - 0,07 мкм, 5 м - 0,5 мкм, 10 м - 1,0 мкм), насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2,5 дюйма спущены на глубину 1820 м (внутренний объем НКТ составляет 5,6 м), воронка НКТ находится на уровне верхних отверстий интервала перфорации высокопроницаемой зоны пласта, приемистость по воде 432 м/сут (18 м/час) при давлении 10 МПа (пластовая температура 75°С), закачивают:
3
1. буферную оторочку пресной воды в объеме 4 м;
3
3
2. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 8 мас.%, лимонная кислота - 2,4 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 5,0 м (0,2 м на 1 метр общей мощности пласта) с временем начала гелеобразования 0,6 часа;
3
3
3. изолирующий состав на основе силиката натрия в объеме 150 м (10 м на 1 м мощности высокопроницаемых зон пласта) в том числе:
3
3.1. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 8 мас.%, лимонная кислота - 1,15 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 8,7 часов;
3
3.2. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 7,5 мас.%, лимонная кислота - 1,175 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 7,8 часа;
3
3.3. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 7 мас.%, лимонная кислота - 1,2 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 7,0 часа;
3
3.4. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 6,5 мас.%, лимонная кислота - 1,225 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 6,2 часа;
3
3.5. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 6 мас.%, лимонная кислота - 1,25 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 5,3 часа;
3
3.6. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5,5 мас.%, лимонная кислота - 1,275 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 4,5 часа;
3
3.7. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 5 мас.%, лимонная кислота - 1,3 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 3,7 часа;
3
3.8. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4,5 мас.%, лимонная кислота - 1,35 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 2,8 часа;
3
3.9. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 4 мас.%, лимонная кислота - 1,6 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 2,0 часа;
3
3.10. изолирующий состав: силикат натрия (жидкое стекло) - 8 мас.%, лимонная кислота - 1,8 мас.%, остальное - пресная вода, в объеме 15 м с временем начала гелеобразования 1,2 часа;
3
4. проталкивающую оторочку пресной воды в объеме 6 м, прекращают закачку и оставляют скважину на реагирование на 36 часов;
5. осваивают скважину компрессированием;
6. спускают подземное оборудование и запускают скважину в работу.
До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 97% воды и 3% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 80% воды и 20% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 0,9 т/сут, а после обработки - 3,5 т/сут.
Применение предлагаемого изобретения позволяет снизить обводненность продукции скважины на 14-25% и увеличить дебит по нефти в три - семь раз.