СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам соляно-кислотной обработки карбонатных пластов. Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки буферной жидкости и раствора соляной кислоты, причем в качестве буферной жидкости используют углеводородную жидкость, такую как нефть, дизельное топливо и т.п. (Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. Справочник рабочего. М.: Недра, 1989, с.67-68). Однако степень снижения скорости реакции кислоты с породой коллектора недостаточна.

Известна гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора (Авторское свидетельство SU №861561, 1981). Недостатками состава являются недостаточная эффективность, связанная с низкой глубиной проникновения состава в пласт из-за высокой вязкости гидрофобной эмульсии, сложность ее приготовления и недостаточная устойчивость в пласте.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта (RU №2077666, 1997), заключающийся в последовательной закачке в пласт буферной жидкости, а затем соляной кислоты, причем в качестве буферной жидкости используется раствор ингибитора коррозии ГИПХ-3 в дизельном топливе. Недостаток способа заключается в его недостаточной эффективности, связанной с малой глубиной проникновения состава в пласт из-за высокой скорости реакции кислоты с породой.

Более близким к описываемому способу является способ кислотной обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта (RU №2139425, 1999), включающий последовательную закачку в пласт органического растворителя, а затем кислотного состава. Недостаток данного способа заключается в недостаточной эффективности, связанной с высокой скоростью реакции кислотного состава с породой.

Задачей изобретения является повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта.

Поставленная задача достигается созданием способа кислотной обработки карбонатного пласта, включающего предварительную промывку скважины органическим растворителем, затем последовательную закачку в скважину органического растворителя, раствора пленкообразователя, в качестве которого используют 5-30% раствор мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м³/м перфорированной толщины пласта, буфера органического растворителя в количестве 3-6 м³ и кислотного раствора в количестве 1-5 м³/м перфорированной толщины пласта и последующую продавку в пласт закачанных жидкостей.

Технический результат заключается в повышении продуктивности скважин и получении дополнительной нефти за счет замедления скорости реакции кислотного состава с карбонатной породой пласта.

В качестве органического растворителя используют, в частности, дизельное топливо или нефтяные растворители, стабилизированный газовый конденсат.

В качестве мазута используют топочный мазут по ГОСТ 10585-99. В качестве растворителя для мазута (углеводородный растворитель) используют нефть, или дизельное топливо, или нефтяной растворитель. В качестве кислотного состава используют раствор технической соляной кислоты с концентрацией от 10 до 25% или замедленные кислотные составы типа СНПХ-9010, соляная кислота с ЗСК (замедлитель соляной кислоты) или аналогичные составы.

При осуществлении способа проводят следующие технологические операции:

- промывку ствола скважины органическим растворителем;

- закачку в пласт органического растворителя в объеме 0,5-2,5 м³/м перфорированной толщины пласта;

- закачку в пласт раствора мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м³/м перфорированной толщины пласта:

- закачку буфера органического растворителя в количестве 3-6 м³;

- закачку кислотного раствора в количестве 1-5 м³/м перфорированной толщины пласта;

- продавку закаченных жидкостей в пласт;

- пуск скважины в работу по стандартной технологии.

Основные причины недостаточной эффективности соляно-кислотных обработок заключаются:

- в высокой скорости реакции кислоты с карбонатной породой, что приводит к малой глубине проникновения состава в пласт,

- в низкой селективности соляно-кислотных обработок, связанной с тем, что с наибольшей скоростью кислота растворяет породу в водонасыщенных интервалах и пропластах прискважинной зоны пласта.

Эффективность способа достигается следующим образом.

Закачка органического растворителя и раствора пленкообразователя приводит к следующим процессам. В промытых, водонасыщенных зонах и интервалах пласта закачка органического растворителя и раствора пленкообразователя снижает проницаемость для воды и водного кислотного раствора. Адсорбция смол, асфальтенов и тяжелых углеводородов мазута на поверхности карбоната снижает скорость растворения породы в пласте. В низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалах и зонах пласта закачка растворителя и раствора пленкообразователя не оказывают значительного влияния на скорость растворения породы в кислоте, т.к. гидрофобная порода смочена нефтью и покрыта адсорбированным слоем смол и асфальтенов, снижающих скорость ее реагирования с кислотным раствором. При этом растворитель повышает проницаемость низкопроницаемых участков пласта, т.к. более вязкая нефть оттесняется в пласт и замещается на менее вязкий растворитель.

Таким образом, применение описываемого способа позволяет увеличить поступление кислотного раствора в нефтенасыщенные пропластки, замедляет скорость растворения породы водонасыщенных интервалов в кислоте, т.е. увеличивает селективность и эффективность кислотных обработок.

Способ иллюстрируют приведенными ниже примерами, не ограничивающими его использование.

Пример 1

Определяют скорость реакции карбонатной породы с соляной кислотой. Для этого размолотую карбонатную породу смачивают раствором пленкоообразователя или растворителем и измеряют скорость реакции породы с соляной кислотой по выделению углекислого газа. Результаты эксперимента приведены в таблице 1.

При концентрации пленкообразователя (мазута) в составе ниже 5% он не оказывает или практически не оказывает влияния на скорость реакции породы с соляной кислотой. При концентрации пленкообразователя в составе 10-30% скорость реакции кислоты с породой снижается на 10-50% по сравнению с известным способом. Дальнейшее увеличение содержания мазута не увеличивает эффективность.

Пример 2

Определение влияния органического растворителя и раствора пленкообразователя на проницаемость высокопроницаемых пористых сред (моделей трещин) проводят в фильтрационных экспериментах с использованием стандартной методики. В модель пласта закачивают растворитель по прототипу (0,4 поровых объемов) или последовательно растворитель и раствор пленкообразователя (по 0,4 поровых объемов) и определяют, как это влияет на проницаемость пористой среды для воды. Результаты эксперимента приведены в табл.2.

Полученные результаты показывают, что заявляемый способ в значительно большей степени снижает проницаемость высокопроницаемых пористых сред по воде и водным растворам по сравнению с прототипом.

Пример 3

По известному способу в карбонатный пласт толщиной 5,5 м закачивают 15 м³ дизельного топлива и 20 м³ СППХ-9010 и продавливают состав в пласт пресной водой в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб. После чего пускают скважину в работу по стандартной технологии. В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился с 1,8 до 3,9 т/сутки, общий эффект составил 495 т дополнительной нефти.

Пример 4

По описываемому способу после предварительной промывки скважины органическим растворителем в последнюю (карбонатный пласт толщиной 5 м) закачивают 10 м³ дизельного топлива, затем 10 м³ 20% раствора мазута M100 в нефти, 4 м³ дизельного топлива и 20 м³ СППХ-9010 и продавливают состав в пласт пресной водой в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб. После чего пускают скважину в работу по стандартной технологии. В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился с 1,6 до 5,4 т/сутки, общий эффект составил 870 т дополнительной нефти.

Таким образом, по сравнению с известным описываемый способ имеет более высокую эффективность, заключающуюся в повышении продуктивности скважин за счет извлечения большего количества дополнительной нефти из карбонатных коллекторов.