Спосіб інтенсифікації припливу нафти при сильно закольматованій привибійній зоні

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам интенсификации притока при сильно закольматированной призабойной зоне путем повышения фильтрационных свойств пласта комбинированным воздействием на него. Выбор методов вторичного вскрытия продуктивного горизонта после спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования, а также в случаях искусственного воздействия на призабойную зону с целью восстановления первичных фильтрационных свойств пластов, наряду с петрофизическими свойствами пласта, поверхностно-молекулярными свойствами системы фильтрат-нефть, во многом зависит от размеров зоны проникновения в пласт промывочной жидкости и степени закольматированности призабойной зоны пласта, т.е. от фильтрационных характеристик пласта. Выбор методов повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны зависит также от причин, обусловивших снижение ее проницаемости, которое обусловлено технологическим несовершенством проведения обустройства и эксплуатации нефтяных скважин, повлекшим за собой необратимые физико-химические преобразования в призабойной зоне, и приводит в конечном итоге к снижению ее продуктивности. При вскрытии пласта в процессе бурения скважины и в последующий период происходит изменение фильтрационных свойств продуктивных горизонтов в околоскважинной зоне под воздействием ряда факторов, которые зависят от: - физико-химических свойств промывочной жидкости; - противодавления на пласт, которое создается промывочной жидкостью в процессе его вскрытия; - взаимодействия фильтрата бурового раствора с поровым или трещиноватым пространством; - изменения свойств нефти в прискважинной зоне под воздействием охлаждения пласта при бурении и взаимодействии фильтрата бурового раствора. Радиальная фильтрация бурового раствора приводит к созданию глинистой корки, зоны кольматации или внутренней корки и зоны проникновения фильтрата. В настоящее время более 90% всех продуктивных пластов вскрывают на буровом растворе, основой которого является вода. Фильтраты этой промывочной жидкости, проникая в продуктивную часть пласта, вытесняют нефть и блокируют призабойную зону. При интенсивном заполнении порового и трещиноватого пространства призабойной зоны промывочной жидкостью, которая имеет сложную физико-химическую природу, происходит неконтролируемое изменение нефтегазопроницаемости, что оказывает существенное влияние на показатели продуктивности скважины. Фильтрат промывочной жидкости, который попадает в пласт, нарушает устойчивое статическое равновесие между породой и пластовым флюидом, в результате чего происходят новые физикохимические процессы, которые приводят к набуханию глинистого ве щества, выпадению в осадок солей, созданию стойких эмульсий, увеличению остаточной водонасыщенности. К тому же, твердые частицы из промывочной жидкости, размеры которых превышают размеры пор, откладываются на стенках скважины, создавая глинистую корку. Другая часть твердой фазы с размерами частиц, меньшими чем диаметр пор, проникает в пласт и осаждается в прискважинной области, создавая зону кольматации. Известны способ и устройство для очистки пластов от кольматационных отложений путем многократных депрессий на пласт (А.с. СССР №874995, кл. E21B43/18, 1981). Однако при депрессии частицы, габариты которых превышают поперечное сечение трещин и каналов, соединяющих поровое пространство пласта со стволом скважины, перемещаясь вместе с флюидом, заклиниваются в суженных частях трещин, перекрывая выход флюиду в скважину. Чтобы извлечь закольматированные частицы, необходимо периодически чередовать депрессию с восстановлением давления на забое, что делает процесс длительным и трудоемким. Кроме того, наблюдается тенденция к снижению проницаемости закольматированных пород в зависимости от времени фильтрации промывочной жидкости. Степень снижения проницаемости пропорциональна объему фильтрата, который вошел в пласт. При освоении продуктивных пластов часть фильтрата защемляется в зоне проникновения в результате капиллярного блокирования и формирует область повышенного содержания остаточного фильтрата, которая тоже влияет на уменьшение проницаемости по нефти и газу. При этом проницаемость пласта может составлять 70% от первоначальной. При поступлении в пласт фильтрата промывочной жидкости уменьшаются действия поверхностных сил, в результате чего мельчайшие частицы твердой фазы приходят в движение и на поверхности породы могут образоватьсгустки и застревать в местах сужения пор, вызывая процесс самокольматации. На интенсивность самокольматации влияет структура порового пространства и условия вскрытия пласта. В результате самокольматации проницаемость пласта может снизиться до 30 - 40% от первоначальной. Кроме самокольматации, взаимодействие фильтрата промывочной жидкости с твердой фазой пласта приводит к поверхностной гидратации, в результате чего в зоне проникновения увеличивается количество крепко связанного фильтрата, что уменьшает проницаемость коллектора. Эффекты самокольматации более всего проявляются при обработках промывочных жидкостей химическими реагентами и использовании пресной воды. Известны способы повышения нефтеотдачи пластов за счет изменения поверхностных и смачивающих свойств жидкостей путем закачки в пласт поверхностно-активных веществ (П АВ), которые снижают поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие положительной адсорбции данного вещества из этой поверхности. Известный способ разработки нефтяной залежи заводнением (А.с. СССР, №1347542, E21B43/22, 1985) заключается в том, что обеспечивается вытеснение в крупные поры из мелких пор капиллярно-удерживаемой там нефти путем закачки необходимого объема воды, обладающей пониженным поверхностным натяжением по сравнению с пластовой водой. Ме ханизм вытеснения нефти в данном случае определяется в основном гидродинамическим градиентом давления и передвижением границы раздела жидкостей под действием возникающей на этой границе перепада капиллярных давлений. В пластах со сниженным пластовым давлением данных мер недостаточно для повышения фильтрационных свойств пласта. Кроме того, в результате дополнительного заводнення существуе т опасность обводнения скважины, в результате чего резко снижается фазовая проницаемость по нефти, и на более поздних стадиях разработки необходимо повышение депрессии на пласт. Увеличения коэффициента извлечения нефти из обводненных пластов достигают за счет предварительной гидрофилизации породы пласта углеводородным раствором с кислородосодержащим органическим соединением (А.с. СССР №1122030, E21B43/22, 1982). Углеводородный растворитель служит для растворения остаточной нефти, снижения ее вязкости и улучшения процесса фильтрации. В качестве углеводородного растворителя в данном способе использовали дизельное топливо. Известен "Способ восстановления проницаемости скважины или вблизи нее в жидкостных коммуникациях подземной формации" (Патент СССР №1519531, кл. E21B43/22, 1989, Бюл. №40), используемый в скважинах, в которые для повышения количества добываемой нефти закачивался высокомолекулярный водорастворимый полимер. У скважин, которые подвергают нагнетанию полимера для улучшения эффективности вертикального и горизонтального охвата потока, со временем наблюдается чрезмерное снижение возможностей по закачке полимера, что приводит к снижению добычи нефти. Чтобы скопившийся полимер не вызывал снижение проницаемости пласта, согласно способу в скважину водят перекись водорода, перекрывают скважину и выдерживают до полного распада полимера до 48 часов и более. Затраты времени на выдержку окислителя в скважине, прерывистость процесса восстановления, предусматривающего перекрытие скважины, и невозможность использования в пластах со сниженным давлением делает использование способа неэкономичным. Увеличения нефтеотдачи можно достичь путем нагнетания в залежь сухого обогащенного или сжиженного нефтяного или углеводородного газа (А.с. СССР №1173816, E21B43/22, 1982). Происходит это за счет исчезновения границ раздела между вытесняющим газом и пластовым флюидом, изменения физических свойств жидкостей в зоне контакта, перемещения жидкости в системе пор, возникновения массопереноса под действием молекулярной диффузии. Снижение проницаемости прискважинной зоны наблюдается и в процессе цементирования скважины, что обусловлено проникновением твердых частиц цементного раствора и его фильтрата в пласт. Проницаемость ухудшается в результате гидратации цемента и его перекристаллизации во внутрипоровом пространстве, а также за счет взаимодействия фильтрата с кремнийсодержащими компонентами твердой фазы коллектора с образованием гидрата силиката кальция - составной части цемента. Поражение пласта твердыми частицами цементного раствора обусловливает цементную кольматацию околоскважинной области. Снижение продуктивности скважины в результате закольматирования околоскважинной зоны твердыми частицами промывочной жидкости и цементного раствора можно остановить при вторичном вскрытии пластов перфорацией на уровне продуктивного горизонта. Известен "Способ эксплуатации нефтяной скважины" (А.с. СССР №933952, кл. E21B43/00, 1982 прототип), заключающийся в извлечении нефти из пласта путем создания депрессии, блокирования газонасыщенной части пласта для предотвращения прорыва газа в скважину путем перфорирования обсадной колонны в газонасыщенной части пласта и закачки водного раствора ПАВ, а перед закачкой ПАВ закачивают углеводородный конденсат. При реализации способа вначале вскрывают газовую и нефтяную зоны пласта, перфорируют в эти х интервалах, затем в скважину опускают колонну подъемных тр уб и закачивают конденсат и водный раствор ПАВ, после чего начинают эксплуатацию скважины. Данный способ обеспечивает безгазовую эксплуатацию скважины при высоких пластовых давленнях и проницаемости пласта, близкой к потенциальной, однако в зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии, что снижает эффективность разработки месторождения и добычи нефти или газа этим известным методом. Известен способ вторичного вскрытия пласта (Яремийчук Р., Возный В. Освоєння та дослідження свердловин. - Львов, 1994. - С.235 - прототип), в котором вызов притока из пласта осуществляется перфорацией при депрессии на пласт. Реализация этого способа предполагает выполнение следующих операций. До спуска перфоратора в скважину опускают НКТ, а на устье монтируют фонтанную арматуру. Устанавливают лубрикатор для спуска и подъема скважинного оборудования. Производят глушение скважины и извлекают скважинное оборудование. Производят закачку в скважину жидкости и снижением уровня раствора в скважине, заменой на более легкий раствор, полным удалением раствора из скважины и заполнением ее воздухом или природным газом создают необходимый перепад между пластовым и забойным давлением. Опускают в скважину через лубрикатор на каротажном кабеле перфоратор с установкой его против продуктивного пласта и при поддержании необходимого уровня депрессии осуществляют перфорацию, после чего заглушают скважину, извлекают перфоратор, устанавливают внутрискважинное оборудование и после этого запускают скважину в эксплуатацию. После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же проявлять себя, и, поскольку давление в скважине, заполненной газом, намного ниже, чем пластовое, возможен неконтролируемый выброс нефти в результате резкого снижения перепада давлений. Для предупреждения неконтролируемого выброса нефти перед запуском скважины в работу осуществляют глушение скважины. Перечисленные выше мероприятия по глушению скважины, извлечению перфоратора и скважинного оборудования требуют больших затрат времени на их осуществление, что снижает эффективность процесса. Кроме того, необходимость осуществления операции глушения требует закачки специальных жидкостей, которые засоряют и без того закольматированный пласт. Создание резкого скачка депрессии за счет замены жидкости с небольшим удельным весом на воздух или природный газ приводит к созданию сминающих нагрузок на обсадную колонну, что может привести к ее разрушению. Создание мгновенной депрессии приводит к подтягиванию подстилающей воды и образованию водяного конуса, что снижает фазовую проницаемость по нефти. В связи с особенностями падения давления в околоскважинной области наибольшее снижение проницаемости происходит в призабойной зоне, несмотря на ее незначительные размеры. Снижение проницаемости призабойной зоны в 5 раз приводит к двойному уменьшению продуктивности скважины. Создание на стадии вскрытия пластов бурением зоны кольматации и малопроницаемой глинистой корки является положительным фактором, который защищает пласт от дальнейшего поражения тампонажными, цементными и буровыми растворами в том случае, если радиус зоны поражения не превышает 0,5 - 1,0см, и его влияние легко снимается в процессе перфорации. Однако, в настоящее время большая часть месторождений находится в стадии интенсивной разработки при одновременном разбуривании новых скважин. Это приводит к тому, что призабойные зоны эксплуатируемых скважин оказываются закольматированными буровыми и цементными растворами соседних скважин, с которыми имеется хорошая гидродинамическая связь. Кроме того, одновременная эксплуатация сразу нескольких скважин приводит к тому, что разбуриваемые нефтеносные площади уже изначально имеют пластовое давление ниже первоначального. Применение известных химических способов не позволяют восстановить фильтрационные свойства пластов, так как в условиях сильной кольматации их использование приводит к еще большему засорению пласта. Известные методы противодавления на пласт и перфорация также не дают желаемого результата, так как повышение депрессии на закольматированный пласт с низким пластовым давлением приводит к еще большей закупорке каналов, обводнению скважины, разрушению целостности скелета пласта и скважинного оборудования. Задачей, которая ставилась при создании настоящего изобретения, является создание такого способа интенсификации притока нефти при сильно закольматированной призабойной зоне и в результате этого сниженным пластовым давлении, который путем восстановления проницаемости и улучшения фильтрационных свойств пласта с использованием комбинированного целенаправленного воздействия химических, физических и физико-химических процессов, противодавления с перфорацией на призабойную зону скважины, создал гидродинамическую связь пласта со скважиной, свел к минимуму снижение проницаемости, предотвратил процессы самокольматации, обеспечил приток нефти по величине, близкой к потенциальной, при сохранении целостности скелета пласта в призабойной зоне и сохранности скважинного оборудования, и тем самым обеспечил экономичность, надежность и высокий темп дальнейшей эксплуатации месторождения. Задача может быть решена путем проведения комплекса мероприятий по очистке пласта от кольмататора, что позволяет восстановить первоначальные фильтрационные свойства пласта, а затем путем создания и поддержания необходимой депрессии на пласт провести перфорацию продуктивного горизонта, что позволит совместить процесс вторичного вскрытия пласта с одновременным вызовом притока нефти к скважине. Решение задачи и эффективность предлагаемого способа интенсификации притока нефти при сильно закольматированной призабойной зоне определяется последовательностью проведения следующих операций: - промывают скважину водным раствором ПАВ; - постепенно заменяют скважинную жидкость на жидкость с меньшим удельным весом , например, нефть или дизельное топливо; - опускают в скважину на каротажном кабеле через НКТ перфоратор и устанавливают напротив продуктивного пласта; - проводят аэрацию жидкости, которой заполнена скважина, путем закачки в затрубное пространство воздуха или углеводородного газа; - в условиях созданной и удерживаемой при помощи аэрации жидкости необходимой депрессии на пласт, производят перфорацию продуктивного горизонта; - извлекают перфоратор из НКТ; - переводят скважину в эксплуатацию. Для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы глубина зоны проникновения была в 2 - 3 раза меньше длины каналов перфорации. Поскольку радиус зоны проникновения жидкости сильно закольматированных пластов превышает 0,5м, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 200 - 300мм, то для обеспечения вызова притока а сильно закольматированных пластах вначале уменьшают радиус зоны проникновения путем отмыва пласта закачкой водного раствора ПАВ, а затем при создании и поддержании необходимой депрессии одновременно проводят перфорацию продуктивного горизонта. Это обеспечивает действие больших градиентов давлений, вызывающих интенсивный приток нефти из пласта в скважину. Проведение перфорации при депрессии на депрессии на пласт позволяет совместить одновременное проведение операций вторичного вскрытия пластов с процессом вызова притока нефти, что делает применение способа более эффективным. Интенсивный поток нефти в скважину после перфорации позволяет очистить призабойную зону пласта от продуктов перфорации. Первоначальная промывка скважины именно раствором ПАВ перед вызовом притока обеспечивает интенсивность молекулярного взаимодействия между компонентами системы, в результате чего очищаются и расширяются каналы для движения флюида из пласта, образуются новые каналы за счет растворения кольматирующих ве ществ и минералов, составляющих породу. В результате промывки раствором ПАВ улучшаются фильтрационные свойства пласта, снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз, не образуются эмульсии и разрушаются существующие. При этом сохраняется целостность скелета пласта в призабойной зоне при одновременном увеличении числа и размера природных трещин, предотвращается процесс самокольматации. Замена скважинкой жидкости на нефть или дизельное топливо с последующей ее аэрацией позволяет постепенно снизить плотность жидкости и уменьшить гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве и НКТ и, тем самым, снизить противодавление столба жидкости на пласт и провести процесс перфорации без разрушения скелета пласта, что предотвращает дополнительную закупорку пор продуктами перфорирования. Кроме того, метод аэрации жидкости обеспечивает плавное регулирование и поддержание необходимой депрессии на пласт, что предотвращает мгновенный выброс нефти из пласта, образование водяного конуса, который снижает фазовую проницаемость пласта по нефти, а также обеспечит равномерное распределение нагрузки на обсадную колонну и ее сохранность. Способ реализуется следующим образом. Процесс начинают нагнетанием в скважину водного раствора, обработанного ПАВ, с целью удаления остатков бурового раствора или остатков жидкости глушения. В качестве раствора ПАВ выбирается раствор с аналогичной природой смачивания растворам бурения и глушения. Водным растворителем является минерализованная вода на основе NaCl. В результате промывки скважины минерализованным раствором, обработанным ПАВ, удается очистить и расширить каналы для движения флюида из пласта к скважине, а также создать новые каналы за счет растворения минералов, которые входят в состав породы. Количество промывочного раствора, закачиваемого в скважину, зависит от размера зоны, подвергаемой обработке, и степени закольматированности. После промывки скважины заменяют скважинную жидкость на жидкость с меньшим удельным весом , для чего прокачивают в скважину нефть месторождения или дизельное топливо, что обеспечивает снижение противодавления на пласт и гидрофобизацию призабойной зоны. Затем через НКТ опускают перфоратор типа ПР-54(43) или КР-65 на канатно-кабельной технике и устанавливают его напротив продуктивного пласта. Для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации была хотя бы в 1,5 раза больше глубины зоны проникновения в околоскважинном пространстве. Поскольку радиус зоны проникновения при сильно закольматированном пласте превышает 0,5м, то выбирают перфораторы, которые обеспечили бы необходимую длину перфорационных каналов. После этого проводят аэрацию жидкости, закачивая компрессором в затрубное пространство определенное количество воздуха или углеводородного газа. Двигаясь вниз по кольцевому пространству, рабочий агент, смешанный с жидкостью, дополнительно сжимается столбом жидкости пока не достигнет башмака НКТ и после этого попадает из затрубного пространства в НКТ, где отдает свою энергию, в результате чего снижается плотность жидкости и ее противодавление на пласт. С увеличением закачки сжатого газа депрессия плавно увеличивается и в условиях удерживаемой на заданном уровне депрессии, величина которой определяется исходя из расчета опрессовки эксплуатационной колонны на герметичность, производят перфорацию продуктивного горизонта. Пример. Для испытания способа были взяты условия западносибирских нефтяных месторождений, в частности, скважины Приразломного месторождения, сложенные высокопористыми и высокопроницаемыми коллекторами и в силу этого в максимальной степени подверженные кольматации. Вместе с этим данное месторождение находится в стадии интенсивной разработки при одновременном разбуривании новых скважин, что приводит к снижению пластового давления в этих скважинах. Испытание способа проводилось в такой последовательности. Вначале производилась промывка пласта методом обратной промывки, для чего в затрубное пространство нагнетался водный раствор ПАВ. При выборе типа ПАВ учитывались свойства фильтрата, который проник в пласт во время первичного вскрытия и глушения скважины. Поскольку первичное вскрытие производилось в присутствии бурового раствора на основе пресной технической воды, то в качестве ПАВ выбран дистен как вещество, не создающее стойкой эмульсии с фильтратом бурового раствора, блокирующим поровые каналы. Промывка продолжалась до тех пор, пока на устье скважины не появлялся раствор ПАВ без механических примесей и остатков фильтрата бурового раствора. Затем производилась постепенная замена скважинкой жидкости на жидкость с меньшим удельным весом, для чего в НКТ закачивается нефть месторождения, до появления ее на устье скважины. Снизив таким образом давление столба жидкости до 5,0Мпа, в скважину опускали перфоратор типа ПР-54 и устанавливался напротив продуктивного горизонта, глубина расположения которого устанавливалась на основании проведенных геофизических исследований и в данном случав равнялась 2500 - 2510м. Тип перфоратора ПР-54 выбирался с учетом радиуса зоны кольматации, который в данном случае равнялся 0,2 - 0,3м, и технических возможностей перфоратора 0,6м. После снижения давления до 5,0МПа производилась аэрация скважинкой жидкости путем эакачивания в затрубное пространство воздушнонефтяной смеси. Газ закачивался до достижения давления на забое, равного 15,0МПа. Для контроля поддержания необходимого уровня депрессии измерялось количество вытесняемой из скважины жидкости объемным методом. В момент достижения депрессии, равной 10,0МПа, производилась перфорация пласта. Начало работы пласта отмечалось по проведению исследовательских работ через лубрикатор. Использование способа позволило восстановить первоначальные фильтрационные свойства пласта и благодаря этому вызвать приток нефти к скважине.