Спосіб обробки привибійної зони пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти. Цель- повышение эффективности способа обработки терриганного пласта после его разрыва за счет возможности снижения фильтрации раствора через стенки трещины в поровое пространство пласта. Для этого в скважину под давлением нагнетают кислотные растворы с чередованием закачки соляно-кис лотного раствора с расходом, превышающим расход жидкости, необходимый для раскрытия трещин, и глинокислотного раствора с расходом, обеспечивающим ее раскрытие. Время Т закачки глинокислотного раствора в одном цикле определяют из математического выражения Т = (Рмакс - Рмин) t, где Рмакс — максимальное давление при закачке соляно-кислотиого раствора, МПа; Рмин ~ минимальное давление, при котором происходит раскрытие трещины, МПа; t удельное время восстановления давления, с/МПа. Циклы повторяют до момента достижения давления раскрытия трещины при закачке соляно-кислотного раствора с расходом, соответствующим его расходу в первом цикле. После продавки последней порции глинокислоты снижают давление, отсоединяют технику, поднимают пакер и пускают скважину в работу газлифтным способом. В результате выполненных работ дебит скважины по жидкости увеличивается в 1,5 раза, а по нефти - в 1,3 раза. ю V Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта. Целью изобретения является повышение эффективности способа обработки терригенного пласта после его разрыва за счет возможности снижения фильтрации раствора через стенки трещины а поровое пространство пласта. Способ осуществляют следующим образом. После разрыва пласта при повышенных давлениях закачивают соляно-кислотный раствор с максимально возможными расходами. При этом происходит фильтрация раствора как в трещину^ так и в околотрещинное поровое пространство, создавая в нем зону повышенного давления. Затем расход снижаю- и закачивают глинокислотный раствор при пониженных давлениях, обеспечивающих однако поддержание трещины а открытом состоянии. В результате снижения давления в тре 1677279 Верхняя граница расхода ограничена щине происходит разгрузка пласта в околотретолько техническими характеристиками агщинной зоне с частичной отдачей в трещину регатов, а также скважины и оборудования. отфильтровавшегося ранее в околотрещинное Закачка глинокислотного раствора пропоровое пространство соляно-кислотного раствора. Это препятствует поглощению 5 изводится при давлениях Р, соответствующих давлению раскрытия трещины Рт. При глинокислотного раствора через стенки треР < Рт процесс не реалируется, поскольку щины и позволяет закачать глинокислотный трещина закрывается. раствор на большую глубину, создавая эрозию стенок трещины. Превышение величины Р по Рт приводит время закачки глинокислотного раство- 10 к снижению перепада давления между ра в одном цикле Т рассчитывается по фороколотрещинной поровой частью пласта и муле трещиной. Это приводит к уменьшению времени разгрузки трещины, что нецелесообТ - (Рмакс " Рмин) t, разно. где Рмакс - максимальное давление при за15 П р и м е р .Геолого-техническая хараккачке соляно-кислотного раствора, МЛа; теристика скважины. Рмин - минимальное давление, при коЭксплуатационная колонка 146 мм, толтором происходит раскрытие трещины, щина стенок 8-11 м. При давлении опресМПа; совки 14 МПа эксплуатационная колонка t - удельное время восстановления давления, с/МПа. 20 герметичная. Интервалы перфорации 3072-3070 м, Циклы повторяют до момента достиже2965-2962 м, 2857-2854 м, 2827-2822 м, ния давления раскрытия трещины при закач2810-2806 м, 2795-2792 м. Искусственный ке соляно-кислотного раствора с расходом, забой 3100 м. Пластовое давление 19,3 МПа. соответствующим его расходу в 1-м цикле, В этом случае происходит смыкание трещины 25 Дебит скважины по жидкости Ож = 12 и в дальнейшем подвергается обработке т/сут, по нефти Он « 9 т/сут. матрица пласта. В скважину спущены 73-миллиметроОбъем соляно-кислотного раствора а вые насосио-компрессорные трубы с высаодном цикле выбирается исходя из ограниженными концами на глубину 3050 м и чения только его нижнего предела, соответ- 30 запакерованы пакером ПШ-5-500 на глубиствующего достижению максимального не 3040 м. давления при максимальном расходе, и опДля проведения кислотного гидроразределяется опытным путем в процессе снярыва (КГРП) скважину заполнили пластовой тия индикаторной диаграммы. водой, обработанной 0,1%-ным раствором В рассмотренном примере этому усло- 35 ПАВ (превоцелла). вию соответствует объем, равный 2 м . ОбъНа устье скважины установили арматуем раствора" HF определяется исходя из ру 2 АУ-700 и через агрегат БМ-7С0 подсоевремени его закачки при расходе, соответдили к ней три насосных агрегата АСГ-700. ствующем давлению раскрытия трещины. В Для определения давления раскрытия приведенном примере расчетный объем со- 40 трещины и удельного времени восстановлеставил 1,8 м*. В связи с существующей точния давления скважину испытали на приностью промысловых замеров принимается емистость. В 1-ом режиме расход Q 0,003 ближний верхний объем раствора HF, равм/с, давление Р 16 МПа; во И-ом режиме ный в рассмотренном случае 2 м 2 расход Q 0.0061 м3/с, давление Р 20 МПа; в Максимальный расход НСІ определяется 45 Ш-ем режиме расход Q 0.01 м /с, давление Р 22 МПа. техническими характеристиками насосных агрегатов, их количеством и геолого-промысло" По индикаторной диаграмме определивыми параметрами пластов. При этом всегда ли величину давления раскрытия трещины, исходя из достижения максимально возможкоторое равно 16 МПа. ного расхода НСІ. 50 После прекращения закачки по устьевому манометру сняли кривую падения.давления, по которой определили удельное время В рассмотренном примере использовавосстановления давления. За 10 мин давлены три насосных агрегата с максимальным расходом 0,024 м3/с. ние снизилось с 22 до 16 МПа, т.е. удельное 55 время составило 600 Нижний предел расхода соляно-кислотЮОс/МПа. ного раствора ограничивается максимальной 22 - 1 6 производительностью насосных агрегатов и Поскольку максимально достигаемое не может быть ниже расхода, соответствуюдавление при расходе Ож 0.024 мэ/с составщего давлению раскрытия трещины. ляет 22,0 МПа, а минимальное допустимое 1677279 в работу газлифтным способом. В результапри закачке в трещину глинокислотного те выполненных работ дебит скважины раствора, при условии раскрытия трещины, по жидкости увеличился в 1,5 раза, а по 16,0 МПа, то время разгрузки пласта (время нефти- 1,3 раза закачки глинокислотного раствора) состав5 ляет Т - ( 2 2 , 0 - 16,0)х 100 = 500 с. Формула изобретения Тогда объем закачанного глинокислотСпособ обработки призабойной зоны ного раствора в трещину составляет пласта, включающий циклическое нагнета= Ыж 1 зак. ние под давлением в скважину кислотных где Ож при Р - 16,5 - расход жидкости в 10 растворов, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что* скважину при давлении 16,0 МПа, он равен с целью повышения эффективности спосо0,003 м 3 /с, ба обработки терригенного пласта после его разрыва за счет возможности снижения V H F = 0,003 500 = 1.5 м 3 . фильтрации раствора через стенки трещины Таким образом, максимальное количество глинокислоты, которое можно закачать 15 в поровое пространство пласта, нагнетание в трещину при разгрузке пласта, составляет кислотных растворов осуществляют чередо;2 м \ поэтому объем порции глинокислоты ванием закачки соляно-кислотного раствопринимают равным 2 м . ра с расходом, превышающим расход жидкости, необходимый для раскрытия треДалее э скважину последовательно закачивают 2 м 3 HCI + 2 м 3 HF + 2 м 3 НСІ + 2 20 щины и глинокислотного раствора с расхом 3 HF + 2 м 3 HCI + 2 м 3 HF и продавливают дом, обеспечивающие ее раскрытие, причем в трещину пластовой водой, причем закачка время закачки глинокислотного раствора Т соляной кислоты осуществляется с максив одном цикле определяют из математичемальным расходом, в данном случае 0,024 ского выражения м/с, а закачка глинокислоты - с расходом 25 Т - (Рмакс ~ Рмин) t, 0,003 м 3 /с. где Рма« - максимальное давление при заПри продзвке первой порции соляной качке соляно-кислотного раствора, МПа; кислоты давление составило 22,5 МПа, при Рмин - минимальное давление, при копродзвке глинокислоты 16,5 МПа, при протором происходит раскрытие трещины, давке второй порции соляной кислоты 20,0 30 МПа; МПа, глинокислоты - 16,5 МПа, при продавt - удельное время восстановления давке третьей порции соляной кислоты 17,2 ления, с/МПа, а циклы повторяют до моМПа, а глинокислоты - 16,0 МПа. мента достижения давления раскрытия трещины при закачке соляно-кислотного После продав к и последней порции глинокислоты снизили давление, отсоединили 35 раствора с расходом, соответствующим его технику, подняли пакер и пустили скважину расходу в первом цикле, Редактор Е.Слиган Составитель А Симецкая Техред М.Моргентал Корректор Л Бескид Заказ 3094 Тираж Подписное ВНИИЛИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101