СПОСОБ ОБРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ КАРБОНАТНЫЙ ТРЕЩИННО-ПОРОВЫЙ КОЛЛЕКТОР

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и снижения обводненности из горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, путем проведения поинтервальных обработок ствола скважины.

Известен способ кислотной обработки нефтяного пласта (патент RU №2082880, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.06.1997 г.), вскрытого скважиной с горизонтальным стволом, включающий спуск колонны труб до забоя, закачку по ним кислоты и продавку ее в пласт, перед закачкой кислоты горизонтальный участок ствола заполняют вязкой инертной к кислоте жидкостью, а кислоту закачивают в обрабатываемый интервал горизонтального ствола для замещения ею указанной жидкости, при этом плотность кислоты должна быть равной плотности вязкой инертной к кислоте жидкости или отличаться не более чем на 5%.

Недостатки данного способа:

- во-первых, способ не позволяет надежно изолировать высокопроницаемые участки горизонтального ствола скважины на время проведения кислотной обработки низкопроницаемых интервалов;

- во-вторых, при образовании водонефтяных или кислотонефтяных эмульсий практически необратимо кольматируется поровое пространство не только водонасыщенной, но и нефтенасыщенной части продуктивного пласта.

Также известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2144616, МПК Е21В 43/27, опубл. 20.01.2000 г.), включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты. Закачку нефтяной эмульсии производят по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола, закачку раствора кислоты производят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне по расчетному выражению, а отключение обработанных интервалов производят нефтекислотными эмульсиями после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, малая эффективность отключения (отсечения) обработанных интервалов;

- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2208147, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.07.2003 г.), включающий спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии и последующую закачку кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%. В качестве тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии используют состав, содержащий углеводородную жидкость, щелочной эмульгатор на основе оксиэтилированных этанолов или оксиэтилированных гликолей, крахмал, гидроксид щелочного металла, водорастворимый борат щелочного металла и минерализованную хлоридом калия и/или натрия воду, причем в качестве углеводородной жидкости используется, например, нефть или трансформаторное масло.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процессе осуществления способа, связанный с необходимостью замера плотности закачиваемой в скважину кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%;

- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом скважины;

- в-третьих, не учитывается проницаемость коллектора пласта, вскрытого горизонтальным стволом, а также расход кислотных составов при их закачке в пласт в процессе реализации способа;

- в-четвертых, низкое качество кислотной обработки горизонтального ствола скважины вследствие отсутствия герметичного отсечения обрабатываемых интервалов в горизонтальном стволе скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности обработки обводненной горизонтальной скважины путем синергии результатов обработок, отличающихся по интенсивности притока и виду добываемого флюида интервалов ствола горизонтальной скважины, за счет обработки интервалов ствола горизонтальной скважины в определенной последовательности индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом, снижение обводненности продукции скважины, увеличение дебита.

Поставленные задачи решаются способом обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, включающим спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов.

Новым является то, что до начала обработки проводят в скважине геофизические исследования, на основе их результатов ствол скважины условно разделяют на интервалы в зависимости от интенсивности притока и вида добываемого флюида, спускают в обрабатываемый интервал компоновку с двумя пакерами на колонне труб, затем проводят обработку интервалов с отсечением каждого обрабатываемого интервала компоновкой с двумя пакерами: первым обрабатывают интервал с интенсивным притоком воды закачиванием обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м³/ч, вторым - интервал со смешанным притоком воды и нефти закачиванием обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м³/ч, третьим - нефтенасыщенный интервал закачиванием кислоты с расходом 54-66 м³/ч.

Используют обратную водонефтяную эмульсию, приведенную, например, в способе изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине (патент RU №2114990, МПК Е21В 43/32, опубл. 10.07.1998 г.), эмульсия содержит 35% об. нефти, 63% об. пластовой девонской воды, 2% об. эмультала или в способе изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2283422, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.09.2006 г.), эмульсия содержит товарную нефть, кремнийорганическую жидкость «Силор» и воду в объемном соотношении 76:4:20 соответственно.

Используют обратную нефтекислотную эмульсию приведенную, например, в способе обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти (патент RU №2288358, МПК Е21В 43/127, опубл. 27.11.2006 г.), нефтекислотная эмульсия содержит 1,5-2% нефти с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20%, а также дизтопливо и соляную кислоту при соотношении 25-35% и 65-75% соответственно или в способе обработки карбонатного продуктивного пласта (авторское свидетельство SU №1719622, МПК Е21В 43/22, опубл. 15.03.1992 г., Бюл. №10), нефтекислотная эмульсия содержит 41% нефти, 58% смеси кислоты с моносульфитным щелоком в соотношении 1:1 и 1% эмультала.

В качестве кислоты используют водный 20%-ный раствор ингибированной соляной кислоты по ТУ 2122-066-53501222-2007.

На фигуре изображена схема реализации предлагаемого способа.

Способ обработки обводненной горизонтальной скважины 1, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, реализуют следующим образом.

До начала обработки проводят в скважине 1 геофизические исследования, по их результатам определяют интенсивность притока и вид добываемого флюида из интервалов 1'…1ⁿ открытого горизонтального ствола 2 скважины 1, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор.

При проведении исследований используют колтюбинговую установку, оборудованную безмуфтовой длинномерной трубой с запасованным геофизическим кабелем, и прибор АГАТ-КГ-42-6В или АГАТ-КСА-К9.

Например, горизонтальный ствол 2 скважины 1 условно по интенсивности притока и виду добываемого флюида разделяют на три интервала: 1', 1”, 1''', при этом интервал 1' с интенсивным притоком воды, его длина L₁ составляет 40 м.

Нефтенасыщенный интервал 1” с дебитом нефти менее расчетного, его длина L₂ составляет 30 м. Расчетный дебит скважины определяется геологической службой нефтедобывающего предприятия на основе коллекторских характеристик пласта.

Интервал 1” со смешанным притоком воды и нефти, его длина L₃ составляет 50 м.

Спускают в обрабатываемый интервал компоновку с двумя пакерами 4 и 5 на колонне труб 3. С целью оптимизации выработки запасов нефти из интервалов 1', 1”, 1''', отличающихся по интенсивности притока и виду добываемого флюида, проводят их обработку в оптимальной последовательности индивидуально подобранными составами с отсечением каждого обрабатываемого интервала от ствола скважины компоновкой с двумя пакерами 4 и 5.

В случае отсечения обрабатываемого нефтенасыщенного интервала ствола скважины (интервал 1”) или интервала со смешанным притоком воды и нефти (интервал 1''') от ствола 2 скважины 1 компоновкой с двумя пакерами 4 и 5 при закачивании в них состава, содержащего кислоту, может произойти раскрытие трещин в пласте, и состав, содержащий кислоту, по трещинам может попасть в интервал с интенсивным притоком воды (интервал 1'). В результате обводненность скважины в целом может резко увеличиться. Для снижения вероятности прорыва воды в ранее не обводненные интервалы скважины первым обрабатывают интервал с интенсивным притоком воды (интервал 1') закачиванием состава, обладающего как водоизолирующими свойствами - обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м³/ч, вторым обрабатывают интервал со смешанным притоком воды и нефти (интервал 1''') закачиванием состава, обладающего как водоизолирующими, так и стимулирующими приток нефти свойствами - обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м³/ч. В последнюю очередь обрабатывают нефтенасыщенный интервал (интервал 1”) закачиванием состава, обладающего свойством стимулирования притока нефти, содержащего в качестве основного компонента кислоту, с расходом 54-66 м³/ч.

Объем закачиваемых составов определяют из опыта промысловых работ исходя из расчета 1-2 м³ на 1 м длины ствола скважины. Примем 1,5 м³ на 1 м длины ствола скважины.

Таким образом:

- в интервал 1' длиной L₁ 40 м необходимо закачать: V₁=40 м·1,5 м³/м=60 м³;

- в интервал 1” длиной L₂ 30 м необходимо закачать: V₂=30 м·1,5 м³/м=45 м³;

- в интервал 1''' длиной L₃ 50 м необходимо закачать: V₃=50 м·1,5 м³/м=75 м³.

При проведении работ интервал 1' ствола 2 скважины 1 отсекают от интервалов 1” и 1''' (на фиг. не показано). Для этого на устье скважины 1 колонну труб 3 оснащают пакерами 4 и 5, соединенными между собой перфорированной трубой 6 с заглушкой 7. В качестве пакеров 4 и 5 используют пакеры любой известной конструкции, например надувные пакеры. Колонну труб 3 спускают в горизонтальный ствол 2 скважины 1, отсекают интервал 1' с интенсивным притоком воды посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в интервал 1' по колонне труб 60 м³ обратной водонефтяной эмульсии с минимальным (относительно обработки интервалов 1” и 1''') расходом 6-12 м³/ч. Закачиваемая обратная водонефтяная эмульсия по трещинам в пласте может продвигаться в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду. Закачивание с минимальным расходом обеспечивает продвижение эмульсии преимущественно в трещины, содержащие воду. При контактировании с водой вязкость обратной водонефтяной эмульсии увеличивается, что обеспечивает блокирование водонасыщенных зон пласта. При попадании в нефтенасыщенные зоны вязкость обратной водонефтяной эмульсии снижается, условия для притока нефти сохраняются.

Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в интервал 1''' смешанного притока воды и нефти (на фиг. не показано), отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 75 м³ обратной нефтекислотной эмульсии со средним (относительно обработки интервалов 1' и 1”) расходом 24-36 м³/ч.

Закачивание с расходом 24-36 м³/ч обеспечивает равномерное продвижение закачиваемой нефтекислотной эмульсии по трещинам в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду. При попадании в водонасыщенные зоны эмульсия блокирует их за счет высокой вязкости. В нефтенасыщенных зонах эмульсия разрушается, при этом из эмульсии высвобождается кислота, обеспечивающая создание в нефтенасыщенных зонах каналов (червоточин). Таким образом, стимулируется приток нефти.

Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в нефтенасыщенный интервал 1” (см. фигуру), отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 45 м³ кислоты с максимальным (относительно обработки интервалов 1' и 1''') расходом 54-66 м³/ч.

Закачиваемая кислота по трещинам может продвигаться в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду. Трещины, сообщающиеся с зонами пласта, содержащими воду, не могут обеспечить прохождение всего объема кислоты, закачиваемой с расходом 54-66 м³/ч, поэтому часть кислоты перенаправляется в нефтенасыщенные зоны пласта. Закачиваемая кислота создает в нефтенасыщенных зонах пласта каналы (червоточины). Таким образом стимулируется приток нефти.

После продавливания кислоты в пласт скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 4 и 5 и извлекают их с колонной труб 3 из скважины 1.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность обработки обводненной горизонтальной скважины путем синергии результатов обработок, отличающихся по интенсивности притока и виду добываемого флюида интервалов ствола горизонтальной скважины, за счет обработки интервалов ствола горизонтальной скважины в определенной последовательности индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом.

В данном случае обработка интервала с интенсивным притоком воды закачиванием обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м³/ч, затем - интервала со смешанным притоком воды и нефти закачиванием обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м³/ч и, наконец - нефтенасыщенного интервала закачиванием кислоты с расходом 54-66 м³/ч дает синергетический эффект, существенно превышающий сумму эффектов от поинтервальных обработок горизонтального ствола скважины, если бы они проводились в другой последовательности, с использованием других составов, закачиваемых с отличающимися от предлагаемых расходами.

Применение способа позволяет снизить обводненность продукции скважины на 20-70% и увеличить дебит нефти в 1,5-2 раза.

Пример практического применения способа.

Пример 1. В скважине с горизонтальным стволом, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, проводят геофизические исследования, по результатам которых разделяют ствол 2 скважины 1 условно по интенсивности притока и виду добываемого флюида на интервал с интенсивным притоком воды 1' длиной 21 м, нефтенасыщенный интервал 1” длиной 33 м и интервал со смешанным притоком воды и нефти 1''' длиной 48 м. Колонну труб 3 с двумя пакерами 4 и 5 спускают в горизонтальный ствол 2, отсекают интервал с интенсивным притоком воды 1' от ствола скважины посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают по колонне труб 21 м³ (1 м³ на 1 м длины интервала) обратной водонефтяной эмульсии, состоящей из 35% об. нефти, 63% об. пластовой девонской воды, 2% об. эмультала с расходом 6 м³/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в интервал 1''' смешанного притока воды и нефти, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 48 м³ (1 м³ на 1 м длины интервала) обратной нефтекислотной эмульсии, состоящей из 41% нефти, 58% смеси кислоты с моносульфитным щелоком в соотношении 1:1 и 1% эмультала с расходом 24 м³/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в нефтенасыщенный интервал 1”, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 33 м³ (1 м³ на 1 м длины) 20%-ного раствора ингибированной соляной кислоты с расходом 54 м³/ч. После продавливания кислоты в пласт скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 4 и 5 и извлекают их с колонной труб 3 из скважины 1.

Пример 2. В скважине с горизонтальным стволом, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, проводят геофизические исследования, по результатам которых ствол 2 скважины 1 условно по интенсивности притока и виду добываемого флюида разделяют на интервал с интенсивным притоком воды 1' длиной 19 м, нефтенасыщенный интервал 1” длиной 16 м и интервал со смешанным притоком воды и нефти 1''' длиной 18 м. Колонну труб 3 с двумя пакерами 4 и 5 спускают в горизонтальный ствол 2, отсекают интервал с интенсивным притоком воды 1' от ствола скважины посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают по колонне труб 28,5 м³ (1,5 м³ на 1 м длины интервала) обратной водонефтяной эмульсии, состоящей из 35% об. нефти, 63% об. пластовой девонской воды, 2% об. эмультала с расходом 9 м³/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в интервал 1''' смешанного притока воды и нефти, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 27 м³ (1,5 м³ на 1 м длины интервала) обратной нефтекислотной эмульсии, состоящей из 41% нефти, 58% смеси кислоты с моносульфитным щелоком в соотношении 1:1 и 1% эмультала с расходом 30 м³/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в нефтенасыщенный интервал 1”, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 24 м³ (1,5 м³ на 1 м длины интервала) 20%-ного раствора ингибированной соляной кислоты с расходом 60 м³/ч. После продавливания кислоты в пласт скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 4 и 5 и извлекают их с колонной труб 3 из скважины 1.

Пример 3. В скважине с горизонтальным стволом, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, проводят геофизические исследования, по результатам которых ствол 2 скважины 1 условно по интенсивности притока и виду добываемого флюида разделяют на интервал с интенсивным притоком воды 1' длиной 22 м, нефтенасыщенный интервал 1” длиной 11 м и интервал со смешанным притоком воды и нефти 1''' длиной 15 м. Колонну труб 3 с двумя пакерами 4 и 5 спускают в горизонтальный ствол 2, отсекают интервал с интенсивным притоком воды 1' от ствола скважины посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают по колонне труб 44 м³ (2 м³ на 1 м длины интервала) обратной водонефтяной эмульсии, состоящей из 35% об. нефти, 63% об. пластовой девонской воды, 2% об. эмультала с расходом 12 м³/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в интервал 1''' смешанного притока воды и нефти, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 30 м³ (2 м³ на 1 м длины интервала) обратной нефтекислотной эмульсии, состоящей из 41% нефти, 58% смеси кислоты с моносульфитным щелоком в соотношении 1:1 и 1% эмультала с расходом 36 м³/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в нефтенасыщенный интервал 1”, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 22 м³ (2 м³ на 1 м длины интервала) 20%-ного раствора ингибированной соляной кислоты с расходом 66 м³/ч. После продавливания кислоты в пласт скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 4 и 5 и извлекают их с колонной труб 3 из скважины.