СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА, НАСЫЩЕННОГО УГЛЕВОДОРОДАМИ С ОСТАТОЧНОЙ ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ ПОРОВОЙ ВОДОЙ
METHOD FOR PROCESSING THE BOTTOM-HOLE ZONE OF A PRODUCTIVE LAYER SATURATED WITH HYDROCARBONS WITH RESIDUAL HIGHLY MINERALISED PORE WATER

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам интенсификации притока нефти за счет кислотной обработки продуктивного пласта при освоении и эксплуатации скважин, пробуренных на сложнопостроенные горизонты, залегающие в условиях низких температур и содержащие в минеральном составе пород соли галита, а в пустотном пространстве флюидопроводящих коллекторов остаточную высокоминерализованную воду с содержанием солей хлоридов более 150 г/л.
В процессе обработки призабойной зоны (далее - ОПЗ) пласта соляной или смесью соляной и плавиковой кислот в пористой среде коллекторов происходит выпадение солей хлоридов, что приводит к блокированию проводимости капиллярных каналов. В связи с этим кислотная обработка продуктивного пласта имеет низкую успешность или приводит к снижению дебита скважины до ее воздействия.
Известны способы соляно-, глино- и ацетонокислотной ОПЗ пласта, применяемые при освоении и эксплуатации скважин (Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц «Интенсификация добычи нефти». М.: Наука, 2000, - 14 с.).
Известен способ ОПЗ нефтяного пласта (патент RU 2 501 943, Е21В 43/27). Сущность данного изобретения включает последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества (далее - ПАВ) и кислотосодержащего реагента, позволяющего осуществить длительную качественную блокировку высокообводненных нефтяных скважин, обеспечивающую проникновение закачиваемого в последующем кислотосодержащего реагента в низкопроницаемые пропластки, ранее не охваченные воздействием закачиваемых кислотных составов.
Известен способ ОПЗ нефтяного пласта (патент RU 2012 104 309, Е21В 43/27). Сущность данного изобретения состоит в последовательной закачке углеводородного раствора неионогенного ПАВ или углеводородного раствора смеси неионогенных ПАВ с анионоактивными ПАВ, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 ч, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой. При этом углеводородный раствор с ПАВ закачивают с целью получения стойких эмульсий в высокообводненных пропластках, а последующее прокачивание кислотосодержащего раствора направлено на проникновение и воздействие последнего в низкопроницаемые пропластки.
Недостатком указанных способов является невозможность полной очистки пор коллектора от адсорбированной высокоминерализованной поровой воды и галита при закачивании углеводородных растворов с ПАВ перед закачиванием соляной или смеси соляной и плавиковой кислот, в т.ч. с добавкой ПАВ. В то же время, закачка углеводородных растворов с ПАВ, направленных на образование высоковязких эмульсий при взаимодействии с высокоминерализованной пластовой водой, может привести к эффекту кольматации пор коллектора.
Известен способ ОПЗ терригенного нефтяного пласта (патент RU 2 475 638, Е21В 43/27), включающий глушение скважин щелочным раствором заданной плотности, предотвращающим осадкообразование из продуктов реакций. В дальнейшем в пласт закачивается смесь из соляной и плавиковой кислот с добавлением динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты в количестве 0,01-0,5% масс, додецилсульфаната натрия в количестве 0,01-0,1% масс, после чего для изменения смачиваемости породы-коллектора производится ее обработка водным раствором гидрофобизатора НГ-1 с концентрацией 0,01-2% масс.
Недостатком указанного способа является невозможность очистки пор коллектора от адсорбированной высокоминерализованной поровой воды и галита в области ближней от скважины зоны пласт (5-10 м). В дополнение к этому при взаимодействии солей хлоридов с закачиваемыми растворами кислот, содержащими в своем составе добавки динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты и додецилсульфаната натрия, следует ожидать выпадение осадков солей хлорида кальция и натрия, что приведет к кольматации пор коллектора и отразится на снижении эффективности от проведенных обработок скважин.
3
3
3
3
3
Близким по технологической сущности является способ обработки околоскважинной зоны (патент RU 2 494 246, Е21В 43/27), включающий на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5% раствора ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м или закачку 400-600 м (при повышенной приемистости скважины, при давлении закачки близком к нулю), на втором этапе закачку 10-15% водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м на 1 пог.м перфорированной мощности пласта, на третьем этапе 10-15% водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м на 1 пог.м, продавку пластовой водой в объеме 100-200 м и технологическую выдержку в течение 16-48 ч.
3
Недостатком указанного способа является необоснованно большой объем закачки пластовой воды с добавкой ПАВ в продуктивный пласт, что при близкорасположенной подошвенной воде в связи с изменением смачиваемости пор коллектора приведет к обводнению скважины. Кроме того, пластовые воды могут иметь значительное содержание растворенных минералов, что при контакте с кислотами может привести к выпадению осадков и к кольматации пор коллектора, а последующая продавка пластовой водой в объеме 100-200 м приведет к отклонению закачиваемой воды и обводнению продукции добывающей скважины. Преждевременное обводнение продукции скважин может произойти из-за закачивания большого объема пластовой воды на первом этапе.
Задачей заявленного способа является предупреждение выпадения осадков, кольматирующих пустотное пространство пород в результате взаимодействия кислотных составов с высокоминерализованными пластовыми водами и галитом, увеличение проницаемости коллекторов за счет отмывающих свойств ПАВ и растворения солей, являющихся компонентами минеральной составляющей пород, а также повышение проникающей способности кислотных составов в глубину пласта.
Технический результат заявляемого способа достигается за счет предварительного опреснения призабойной зоны продуктивного пласта, при этом нагнетаемая пресная вода подается с добавкой ПАВ в концентрации 0,1-2% масс, из расчета 3-5 поровых объемов продуктивного пласта на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины, вскрытой перфорацией. Общий объем закачки пресной воды с ПАВ рассчитывается исходя из глубины поврежденной зоны продуктивного пласта (зона снижения коллекторских свойств продуктивного пласта). ПАВ, в свою очередь, отмывает остаточную нефть из пор, а также выступает как деэмульгатор, что обеспечивает большую полноту извлечения закаченного объема воды из продуктивного пласта. ПАВ, адсорбируясь на стенках пор, снижает скорость реакции закачиваемых кислот с породой и способствует их более глубокому проникновению в продуктивный пласт.
Способ освоения скважины реализуется следующим образом.
После окончания бурения ствола скважины, цементирования и перфорации в продуктивном стволе или после глушения скважины при эксплуатации производят гидродинамические исследования с целью определения поврежденной зоны продуктивного пласта (зона повреждения может определяться на основании данных гидродинамических исследований в других скважинах со схожими геологическими характеристиками продуктивного пласта). Для поврежденной зоны продуктивного пласта рассчитывают объем раствора опреснителя с ПАВ. Производят работы по закачиванию опреснителя - пресной воды с добавкой ПАВ в концентрации 0,1-2% масс, из расчета 3-5 поровых объемов продуктивного пласта на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины, вскрытой перфорацией, затем закачивают кислотный состав с добавкой ПАВ в количестве 0,1-2% масс, в призабойную зону пласта, производят выдержку продуктивного пласта после кислотной обработки в течение 8-16 ч, извлекают из скважины продукты реакции, а затем выполняют глушение солевым раствором с ПАВ, товарной нефтью или жидкостью на углеводородной основе.
Эффективность предлагаемого способа подтверждается изучением проблемы по проведенным лабораторным исследованиям, направленным на определение влияния кислотных составов на фильтрационно-емкостные свойства горных пород с наличием высокоминерализованной воды в порах коллектора. Описание проведения эксперимента приведено ниже.
При проведении кислотной обработки горной породы, содержащей в поровом пространстве остаточную воду с минерализацией солей 300 г/л, в опытах №1-5, 16-17 (таблица 1) установлено нарастающее во времени ухудшение фильтрационных свойств образцов керна для модельной нефти.
Основной причиной снижения их флюидопроводимости выступает высокая минерализация поровой воды, которая в условиях низкой температуры (18-20°С) при контакте с соляной кислотой приводит к выпадению осадкообразований.
С целью устранения кольматационного повреждения флюидопроводимости породы-коллектора от протекания процессов осадкообразования в опытах №6-9, 18-19 (таблица 1) выполнена предварительная промывка образцов керна оторочками пресной воды, что привело к снижению общей минерализации солей в объеме их пустотного пространства за счет растворения и выноса потоком фильтрации из моделей пласта. Последующая за водой прокачка кислотного состава в количестве 1-2 поровых объемов демонстрировала тенденцию к снижению, и, в конечном итоге, достигла своего полного отсутствия при абсолютном равенстве поровых давлений жидкости на торцевых концах составных колонок.
В том числе проводились лабораторные исследования по установлению граничных значений остаточной минерализации воды в поровом пространстве, обеспечивающих эффективное применение технологии кислотных обработок в условиях залегания заслоненных карбонатных коллекторов. Испытание рабочих композиций выполнено в соответствии с базовой технологией кислотной ОПЗ пласта. В опытах №10-15 (таблица 1) при содержании в поровом пространстве солей концентрацией 150 г/л и менее установлено, что осадкообразований не происходит.
На основании проведенных лабораторных исследований с целью подтверждения полученных результатов проведены опытно-промышленные работы в Восточной Сибири. Результаты применения заявляемого способа кислотной ОПЗ продуктивного пласта указаны в нижеописанных примерах.
3
3
3
3
3
3
3
1) 11.11.2017 на скважине №531 выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 18 м с предварительным опреснением в объеме 10 м. До обработки, при забойном давлении 7,6 МПа, параметры работы скважины составляли: дебит по жидкости - 10 м, дебит по нефти - 10 м/сут. В результате скважина вышла на постоянный режим работы, при забойном давлении 7,7 МПа, параметры составили: дебит по жидкости - 25 м/сут, дебит по нефти - 24,5 м/сут. Прирост дебита нефти составил 14,5 м/сут (таблица 2).
3
3
3
3
3
3
3
2) 13.11.2017 на скважине №226 центральной базы (далее - ЦБ) Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения (далее - НГКМ) выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 18 м с предварительным опреснением в объеме 12 м. До обработки скважина работала в нестабильном режиме фонтанирования, при забойном давлении 8,4 МПа, параметры составляли: дебит по жидкости - 34,4 м/сут, дебит по нефти - 34,4 м/сут. После обработки режим работы скважины стабилизировался, при забойном давлении 7,6 МПа, параметры составили: дебит по жидкости - 50,7 м/сут, дебит по нефти - 50,7 м/сут. Прирост дебита нефти составил 16,3 м/сут (таблица 2).
3
Ранее, с 2012 по 2015 годы, на скважине были проведены четыре соляно-кислотные обработки (далее - СКО). Прирост дебита нефти от СКО составил от 6,9 до 8 м/сут (таблица 3).
3
3
3
3
3
3
3
3) 30.01.2018 на скважине №57 ЦБ Талаканского НГКМ выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 18 м с предварительным опреснением в объеме 12 м. До обработки скважина работала в периодическом режиме эксплуатации, при забойном давлении 6,2 МПа, параметры составляли: дебит по жидкости - 3,6 м/сут, дебит по нефти - 3,6 м/сут. После обработки, при забойном давлении 3,9-4,5 МПа, параметры составили: дебит по жидкости - 19,5 м/сут, дебит по нефти - 19,5 м/сут. Прирост дебита нефти составил 15,9 м/сут (таблица 2).
3
Ранее, с 2010 по 2015 годы, на скважине были проведены три СКО, приросты дебита нефти от СКО составили: от 0,7 до 5,8 м/сут (таблица 3).
3
3
3
3
3
3
3
4) 05.02.2018 на скважине №222 ЦБ Талаканского НГКМ выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 30 м с предварительным опреснением в объеме 12 м. До обработки скважина работала в периодическом режиме эксплуатации, при забойном давлении 5,7 МПа, параметры составляли: дебит по жидкости - 15 м/сут, дебит по нефти -12,6 м/сут. После обработки, при забойном давлении 7,6 МПа, параметры составили: дебит по жидкости - 34 м/сут, дебит по нефти - 34 м/сут. Прирост дебита нефти составил 19 м/сут (таблица 2).
3
3
3
3
3
3
3
5) 22.02.2018 на скважине №119 ЦБ Талаканского НГКМ выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 30 м с предварительным опреснением в объеме 12 м. До обработки, при забойном давлении 5,3 МПа, скважина показывала параметры: дебит по жидкости - 14,8 м/сут, дебит по нефти - 13,8 м/сут. После обработки, при забойном давлении 5,4 МПа, параметры скважины составили: дебит по жидкости - 27 м/сут, дебит по нефти - 24,5 м/сут. Прирост дебита нефти составил 10,7 м/сут (таблица 2).
3
Ранее, с 2012 по 2014 годы, на скважине было проведено две СКО, прирост дебита нефти составил от 2,7 до 7,8 м/сут (таблица 3).
3
3
3
3
3
3
3
6) 04.03.2018 на скважине №153 ЦБ Талаканского НГКМ выполнена закачка 16%-ной соляной кислоты в объеме 24 м с предварительным опреснением в объеме 12 м. До обработки, при забойном давлении 5,3 МПа, скважина показывала параметры: дебит по жидкости - 18,7 м/сут, дебит по нефти - 18,2 м/сут. После обработки, при забойном давлении 5,4 МПа, параметры скважины составили: дебит по жидкости - 31,4 м/сут, дебит по нефти - 31,4 м/сут. Прирост дебита нефти составил 13,2 м/сут (таблица 2).
3
Ранее, в 2014 году, на скважине была проведена СКО, прирост дебита нефти составил 10 м/сут (таблица 3).