СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО ТЕРРИГЕННОГО ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ)
METHOD OF BOTTOM-HOLE ZONE TREATMENT OF LOW-PERMEABLE TERRIGENOUS FORMATIONS (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обработке призабойной зоны пласта, в частности низкопроницаемых терригенных отложений.
Коллекторы газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири относятся к низкопроницаемым терригенным отложениям, сцементированным глинистым цементом с содержанием до 10%. Из опыта применения кислотных обработок известно, что в коллекторах с процентным отношением карбонатных отложений выше 20% наиболее эффективна солянокислотная обработка, а при меньшем процентном отношении и для удаления соединений кальция необходима комплексная обработка: солянокислотная обработка в сочетании с глинокислотной обработкой.
Поэтапная закачка кислотных составов в пласт связана с присутствием в составе цемента горных пород минералов, содержащих в своем составе кальций, который при реакции с плавиковой кислотой образует нерастворимые осадки, снижающие проницаемость продуктивного пласта. Для удаления соединений кальция из пласта сначала проводят солянокислотные обработки, а затем - глинокислотные обработки.
В скважинах, вышедших из бурения или капитального ремонта, перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне сильно закольматированы фильтратами бурения и технологических жидкостей, применяемых при ремонте. Для декольматации интервала перфорации необходима установка кислотных ванн, лучше всего для этого подходят солянокислотные ванны. В процессе установки солянокислотной ванны в интервале перфорационных отверстий разрушается корка фильтратов бурения и технологических растворов, разрушаются кольматирующиеся частицы, которые впоследствии при промывке скважины удаляются на дневную поверхность.
На месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии разработки, имеющих аномально низкое пластовое давление и достаточно большую степень обводненности газоносного коллектора (продуктивного пласта), необходимо перед проведением кислотных обработок провести работы по осушению продуктивного пласта. Для этой цели наиболее подходящим реагентом является метанол либо метанольная вода в соотношении 40:60. Предварительное закачивание метанола приводит к снижению межфазового натяжения скважинной жидкости, освобождению значительной части «связанной» воды, находящейся в мелких порах продуктивного пласта, к осушению призабойной зоны, а значит, к улучшению проницаемости пласта и повышению эффективности дальнейших кислотных обработок.
В связи с тем что породы-коллекторы газоконденсатных месторождений имеют смешанную смачиваемость (гидрофильные и гидрофобные), породы-коллекторы нефтяных месторождений более гидрофобны, то скорость реакции кислотных растворов с горными породами газоконденсатных залежей достаточно высокая, и это снижает глубину проникновения кислоты в продуктивный пласт. Данный эффект проявляет себя при установке кислотных ванн для очистки перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, где не требуется глубокое проникновение кислоты в продуктивный пласт и отличает их от кислотных обработок. В этом случае необходимо применять либо реагенты, замедляющие реакцию кислоты с продуктивным пластом, либо проводить повторную глинокислотную обработку продуктивного пласта, которая является более эффективной по разрушению кольматирующих соединений, в том числе глинистых минералов, полевого шпата, кварца. При этом для повышения эффективности глинокислотной обработки и увеличения глубины обработки призабойной зоны следует предварительно удалить из призабойной зоны продукты реакции соляной кислоты.
В процессе кислотной обработки призабойной зоны соляной кислотой разрушается цемент горной породы и расширяются фильтрационные каналы, служащие для притока газа и газового конденсата к забою скважины, продукты реакции удаляются из призабойной зоны при промывке скважины на дневную поверхность.
Для увеличения эффективности солянокислотной обработки кислоту оставляют для реагирования в продуктивном пласте на 10-12 ч (в зависимости от свойств горных пород продуктивного пласта, его состава, температуры и пр.).
При проведении глинокислотной обработки скорость реакции глинокислоты с горными породами продуктивного пласта еще более высокая, время реагирования ее в продуктивном пласте составляет 2-4 ч (в зависимости от литолого-минералогического состава, свойств пластовых флюидов, пластовых давления и температуры).
Соляная кислота и глинокислота практически не оказывают сильного коррозионного действия на лифтовую колонну или гибкую трубу, применяемые при кислотных обработках призабойной зоны, и на эксплуатационную колонну, так как в кислоты в заводских условиях заранее введен ингибитор коррозии.
Известны способы обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающие закачивание различных кислотных составов в призабойную зону пласта [Патенты РФ №2242604, №2247833, №2278967].
Недостатком всех этих способов является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта.
Известен способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в призабойную зону пласта [Патент РФ №2269648].
Недостатком этого способа является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта и при аномально низком пластовом давлении.
Известен способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в призабойную зону пласта [Патент РФ №2198290].
Недостатком этого способа является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта и при аномально низком пластовом давлении.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности обработки призабойной зоны (ОПЗ) низкопроницаемого терригенного пласта.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении газогидродинамической связи скважины с низкопроницаемым и сильно закольматированным терригенным продуктивным пластом в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД).
3
3
3
3
Поставленная задача и технический результат по первому варианту достигаются тем, что при обработке призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта заглушенную скважину промывают, последовательно закачивают в нее метанол в объеме 1-2 м на 1 м обрабатываемого интервала и 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 2-3 м на 1 м обрабатываемого интервала для установки кислотной ванны, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации в течение 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем в скважину повторно закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-2,0 м на 1 м обрабатываемого интервала и буфер, в качестве которого используют газовый конденсат, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами, находящихся в призабойной зоне на 10-12 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после отработки скважины в нее закачивают раствор глинокислоты, состоящий из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот в объеме 1,5-2,0 м на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после этого скважину отрабатывают через факельную линию с удалением отходов реакции до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.
3
3
3
По второму варианту поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в незаглушенную скважину через находящиеся в скважине насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м на 1 м обрабатываемого интервала, 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-2,0 м на 1 м обрабатываемого интервала и буфер, в качестве которого используют газовый конденсат, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне на 10-12 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после отработки скважины закачивают раствор глинокислоты, состоящий из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот в объеме 1,5-2,0 м на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после получения устойчивого притока скважину отрабатывают через факельную линию с удалением отходов реакции до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.
Способ реализуется следующим образом.
3
3
3
3
По первому варианту в заглушенную скважину, выходящую из бурения или капитального ремонта, спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) или гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки, промывают скважину, затем в скважину последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м на 1 м обрабатываемого интервала для осушения призабойной зоны и 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 2-3 м на 1 м обрабатываемого интервала для установки кислотной ванны с целью декольматации интервала перфорации, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации в течение 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем в скважину повторно закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-2,0 мна 1 м обрабатываемого интервала и буфер, в качестве которого используют газовый конденсат, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной призабойной зоны пласта, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне пласта на 10-12 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после отработки скважины закачивают в нее раствор глинокислоты, состоящий из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот в объеме 1,5-2,0 м на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5-2,0 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после получения устойчивого притока скважину отрабатывают через факельную линию с удалением отходов реакции до вывода ее на проектный режим, извлекают из скважины ГТ (при ее наличии), после чего скважину вводят в эксплуатацию.
3
3
3
По второму варианту в незаглушенную скважину, находящуюся в эксплуатации под давлением, через колонну НКТ, находящиеся в скважине или специально спущенную ГТ, последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м на 1 м обрабатываемого интервала, 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-2,0 м на 1 м обрабатываемого интервала и буфер, в качестве которого используют газовый конденсат, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами, находящихся в призабойной зоне на 10-12 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после отработки скважины закачивают раствор глинокислоты, состоящий из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот в объеме 1,5-2,0 м на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5-2,0 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после получения устойчивого притока скважину отрабатывают через факельную линию с удалением отходов реакции до вывода ее на проектный режим, извлекают из скважины ГТ (при ее наличии), после чего вводят скважину в эксплуатацию.
В условиях АНПД операции по обработке призабойной зоны и вызову притока целесообразно осуществлять с помощью гибкой трубы, спускаемой во внутреннюю полость НКТ, что облегчает вызов притока и снижает продолжительность операции.