СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку в пласт блокирующего состава на углеводородной и гелеобразующей жидкости до снижения приемистости скважин на 30-70% ниже установившегося ранее и повышения пластового давления на 0,5-1,5 МПа выше начального с последующей остановкой закачки до достижения пластового давления на 0,5-1,5 МПа ниже начального пластового давления (патент РФ №2094601, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.10.1997).

Известный способ не позволяет эффективно изолировать обводнившиеся коллектора вследствие ухода блокирующего состава по высокопроницаемым пропласткам.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ блокирования водопритока из пластов, включающий циклическую закачку в пласт блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе, не вызывающей набухание жидкости, с последующей остановкой закачки. В начале каждого цикла закачивают оторочку воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава, закачку производят при давлении выше пластового в 1,1-2,1 раза, в конце каждого цикла снижают давление до пластового и производят временную выдержку, равную предварительно установленному времени гелеобразования блокирующего состава в пластовых условиях (патент РФ №2391490, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.06.2010 - прототип).

Известный способ не позволяет эффективно изолировать приток воды из обводнившегося коллектора вследствие недостаточной изоляции. После каждого цикла проводят выдержку до гелеобразования, которое нарушается при следующем цикле, при котором необходимо создавать повышенное давление вплоть до гидроразрыва, либо меньшие давления закачки не позволяют закачать в пласт необходимый объем для водоизоляции.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта.

Задача решается тем, что в способе изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину, включающем циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку, согласно изобретению каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д., а время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле, при этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5, а после технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.

Водоизоляционные составы закачивают разные, либо чередуют одинаковые. Во время технологической выдержки предусматривают подкачку, если естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной технологической выдержки. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку в последнем цикле завершают за 1-5 часов до полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в последнем цикле.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающей скважины пластовая вода начинает поступать в скважину. Водоприток из пласта повышает обводненность добываемой нефти, приводит к неоправданным затратам на добычу попутной воды. Существующие способы изоляции водопритоков недостаточно эффективны и оказывают кратковременный эффект. В предложенном способе решается задача повышения эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта. Задача решается следующим образом.

При изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину проводят циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку. Каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д. Так, при закачке водоизоляционного состава в первом цикле в объеме 1 т под давлением 1 МПа во втором цикле закачивают водоизоляционный состав в объеме 2 т под давлением 2 МПа, в третьем цикле закачивают водоизоляционный состав в объеме 3 т под давлением 3 МПа и т.д. Подобный режим позволяет максимально насытить обводнившийся пласт водоизолирующим составом, причем насытить не только высокопроницаемый промытый пропласток вблизи скважины, но и на значительном отдалении от скважины и с частичным поступлением водоизолирующего состава в смежные пропластки.

Время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле. Продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5, а после технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.

Применение технической воды с водородным показателем в пределах от 6,0 до 6,5 позволяет оказать плавное мягкое воздействие на коллектор, расширить поры коллектора, промыть поры коллектора и обеспечить более глубокое проникновение изолирующего состава в пласт, более прочное закрепление состава после гелеобразования в порах пласта. Использование технической воды с pH, меньшим 6,0, приводит к деструкции компонентов изолирующего состава под влиянием сильной кислотности, повышенному выделению газообразных веществ в пласте и не способствует повышению изолирующей способности. Применение технической воды с pH, большим 6,5, не оказывает положительного эффекта на изолирующие свойства, а при pH более 8, т.е. при возникновении сильно щелочной среды, создает мыльную смазку в порах коллектора, что не способствует надежному закреплению изолирующего состава в пласте.

Водоизоляционные составы закачивают с разными компонентами либо чередуют несколько одинаковых составов в разных циклах. Во время технологической выдержки предусматривают подкачку, если естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной технологической выдержки. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку в последнем цикле завершают за 1-5 часов до полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в последнем цикле.

Способ реализуют следующим образом.

На объекте разработки с трещинно-поровым коллектором выбирают скважину с обводненностью более 95%. Проводят подготовку скважины для проведения водоизоляционных работ. Определяют коэффициент продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки. Процесс водоизоляции осуществляют в несколько циклов.

Под определенным давлением на устье в объеме, рассчитанном заранее в зависимости от геолого-физических характеристик, закачивают первую порцию водоизоляционного состава в продуктивный пласт. Осуществляют продавку технической водой с pH 6,0-6,5. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку осуществляют в течение времени, из расчета, чтобы время полного гелеобразования водоизоляционного состава наступило к концу последнего цикла.

Далее под давлением, в два раза большим, чем в первом цикле закачивают вторую порцию водоизоляционного состава в объеме, в два раза большим, чем в первом цикле. Данный объем рассчитывают также заранее. Далее, как и в предыдущем цикле, осуществляют продавку технической водой. Затем проводят технологическую выдержку также в течение времени, из расчета, чтобы время полного гелеобразования водоизоляционного состава наступило к концу последнего цикла.

Циклы повторяют. Затем стравливают давление в скважине до атмосферного и проводят освоение. В результате удается снизить обводненность продукции скважины.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь трещинно-порового карбонатного коллектора со следующими характеристиками: глубина кровли пласта - 1010-1030 м, температура пласта 22°С, текущее пластовое давление 8,1 МПа, нефтенасыщенная толщина пласта 5,6-16,4 м, тип залежи - массивный, пористость матрицы m_м=0,155, проницаемость матрицы км=297 мД, пористость трещин m=0,005, проницаемость трещин k_т=1600 мД, нефтенасыщенность s=0,778, вязкость нефти v=154,9 мПа·с, плотность нефти р=0,911 т/м³. Залежь разрабатывают с поддержанием пластового давления. В процессе разработки происходит постепенный прорыв воды через трещины к добывающим скважинам и обводнение последних.

Выбирают скважину с обводненностью более 95%. Текущий дебит жидкости 27,5 т/сут, дебит нефти 1 т/сут, обводненность добываемой продукции составляет 96,4%. Нефтенасыщенный пласт вскрыт скважиной с кровлей на глубине 1012 м и мощностью h=9,3 м. На глубине Н=1023 м установлен пакер, спущенный на колонне насосно-компрессорных труб диаметром d=0,073 м для отсечения нижних пластов. Подготавливают скважину для проведения водоизоляционных работ. Определяют коэффициент продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки. Максимальная приемистость для данной скважины составила 100 м³/сут (при давлении на устье 6-8 МПа).

Процесс водоизоляции осуществляют в 4 цикла:

1. Расчетный объем водоизоляционного состава доводят до пласта и под давлением на устье в 2 МПа закачивают первую порцию водоизоляционного состава первого типа в объеме V₁=0,2*9,3=1,86 м³ (размешивают 40 кг полиакриламида в 1,84 м³ безводной нефти (из расчета 0,2 м³/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:

- в матрице r_мl=(V₁/(πhm_м))^0,5=(1,86/(3,14*9,3*0,155))^0,5=0,6 м,

- в трещинах r_тl=(V₁/(πhm_т))^0,5=(1,86/(3,14*11,2*0,005))^0,5=3,6 м.

Продавку осуществляют технической водой с рН=6,0 в объеме V_скв=π(d/2)²H=3,14*(0,073/2)2*1023=4,3 м³. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 6 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку.

Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку проводят в течение 5 часов из расчета, что время полного гелеобразования водоизоляционного состава 36 ч и после проведения первого цикла остается еще 27 ч.

2. Далее под давлением на устье в 4 МПа закачивают вторую порцию водоизоляционного состава второго типа в объеме V₂=0,4*9,3=3,72 м³ (370 кг бентонитовой глины, 80 кг электролита, 80 кг гидрофобного наполнителя смешивают в 3,5 м³ дизельного топлива) (из расчета 0,4 м³/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:

- в матрице r_м2=((V₁+V₂)/(πhm_м))^0,5=((1,86+3,72)/(3,14*9,3*0,155))^0,5=1,1 м,

- в трещинах r_м2=((V_l+V₂)/(πhm_м))^0,5=((1,86+3,72)/(3,14*9,3*0,005))^0,5=6,2 м.

Продавку осуществляют технической водой с рН=6,5 в объеме V_скв=4,3 м³. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 4 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку проводят в течение 5 часов из расчета, что до времени полного гелеобразования первой порции водоизоляционного состава осталось 18 ч.

3. Далее под давлением на устье в 6 МПа закачивают третью порцию водоизоляционного состава 5 первого типа в объеме V₃=0,8*9,3=5,58 м³ (размешивают 130 кг полиакриламида в 5,51 м³ безводной нефти (из расчета 0,6 м³/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:

- в матрице r_м3=((V₃+V₂+V₁)/(πhm_м))^0,5=1,6 м,

- в трещинах r_т3=((V₃+V₂+V₁)/(πhm_т))^0,5=8,7 м.

Продавку осуществляют технической водой с рН=6,5 в объеме V_скв=4,3 м³. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 4 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку проводят в течение 5 часов из расчета, что до времени полного гелеобразования первой порции водоизоляционного состава осталось 9 ч.

4. Далее под давлением на устье в 8 МПа закачивают четвертую порцию водоизоляционного состава второго типа в объеме V₄=1,2*9,3=7,44 м³ (700 кг бентонитовой глины, 160 кг электролита, 160 кг гидрофобного наполнителя смешивают в 6,9 м³ дизельного топлива) (из расчета 0,8 м³/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:

- в матрице r_м2=((V₁+V₂+V₃+V₂)/(πhm_м))^0,5=2,0 м,

- в трещинах r_м2=((V₁+V₂+V₃+V₂)/(πhm_м))^0,5=11,3 м.

Продавку осуществляют технической водой с рН=6,5 в объеме V_скв=4,3 м³. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 3 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Во время технологической выдержки естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной выдержки, поэтому предусматривают подкачку под давлением на устье в 8 МПа.

Технологическую выдержку проводят в течение 29 часов из расчета, что к концу четвертого цикла произойдет полное гелеобразование порций водоизоляционных составов, закаченных в циклах 1-3, а в цикле 4 для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку завершают за 4 часа до полного гелеобразования водоизоляционного состава 4 цикла.

Затем стравливают остаточное давление в скважине до атмосферного и проводят освоение. В результате удается снизить обводненность продукции скважины до 47,6%, дебит жидкости составил 16,9 т/сут, дебит нефти 6,8 т/сут.

Применение предложенного способа позволяет снизить обводненность продукции скважин в 2 раза и повысить коэффициент нефтеизвлечения на 2%.