RU2642900C1

RU2642900C1 - Method acid treatment for reservoirs with water-oil contact

Info

Publication number: RU2642900C1
Application number: RU2016143046A
Authority: RU
Inventors: Вадим Валерьевич Ахметгареев; Раис Салихович Хисамов; Ренат Ардинатович Нугайбеков
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2016-11-02
Filing date: 2016-11-02
Publication date: 2018-01-29

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method for acid treatment of reservoirs with water-oil contact includes lowering a flexible pipe string into a horizontal well, injecting gel with density higher than water density, and filling a portion of the horizontal well will with gel and working fluid for treating the reservoir by filling another portion of the horizontal well, successive interval treatment of the formation after the treatment, completion of the well is carried out by swabbing, withdrawal of product from the horizontal well is carried out. In this case, drilling or selection of already drilled horizontal well is carried out in production carbonate reservoir with conventionally open horizontal wellbore, one or several A sections with length of not less than 5 m are selected on the profile located closer to formation cap, as well as corresponding adjacent B sections located closer to water-oil contact. In the middle of the A section which is located closer to the nose of the conventional well, a flexible flush-joint pipe is lowered with hydromonitor nozzle installed at the end of the pipe, through which the solution of surface-active substance is pumped in the volume based on 0.1-1.1 m³ per meter of the length of the sum of the corresponding A section and the adjacent one or two S sections, technological holding is carried out for 0.4-3 h. Then gel selected from the condition of impossibility of its pumping into the reservoir under P_r pressure at which acid will then pumped is injected, the volume of gel is defined as 0.4-0.8 of the volume of the corresponding one or two B sections which are adjacent to A section in which the operation is carried out. Gel is brought to the corresponding A section by pushing flexible pipes with non-dissolving gel liquid, technological holding is carried out for a time required to settle the gel into the bottom part of B sections. Then acid is pumped under P_r pressure in m³ volume equal to (0.02-0.5) h per meter of the corresponding A section length, where h is average thickness of formation along A section in meters, technological holding is carried out for reaction of acid solution with the reservoir, gel solvent is pumped in volume not less than the volume of injected gel. Then the next section A is processed by moving the pipe with the hydraulic giant nozzle towards the toe of conventionally horizontal well. After treatment of all A sections is completed, the conventionally horizontal well is washed and put into operation.

EFFECT: improved efficiency of acid treatment of carbonate oil reservoirs.

1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов (пластов) с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.The invention relates to the oil industry and may find application in the acid treatment of carbonate oil reservoirs (formations) with oil-water contact in open horizontal wells.

Известен способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение скважины, цементирование горизонтального ствола скважины, перфорацию и формирование трещин с помощью гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающие горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакерами. Согласно изобретению бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора за одну спускоподъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформировавшейся щели, от остальной части колонны, а гидроразрыв пласта в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухсторонней по формированию щелей, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал - в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта. Дополнительно проводят водоизоляционные работы на каждом из интервалов в отдельности через трещину разрыва (патент РФ №2401942, кл. Е21В 43/26, опубл. 20.10 2010).A known method of hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including drilling a well, cementing a horizontal wellbore, perforating and forming cracks using hydraulic fracturing in a horizontal wellbore sequentially, starting from the end farthest from the axis of the vertical wellbore, communicating the horizontal wellbore with the producing formation at the same time, during the next hydraulic fracturing, each perforated section through which hydraulic fracturing is performed is isolated from the rest of the column by packers. According to the invention, the drilling of a horizontal wellbore is carried out in the oil-saturated part of the reservoir with cementing the annular space between the casing and rock of the horizontal wellbore, and the perforation, azimuthally oriented by the intervals, is performed using a hydromechanical slotted perforator in one round-trip operation, after which the packers are lowered, cutting each interval equal to the length of the formed gap from the rest of the column, and hydraulic fracturing in the horizon the entire part of the wellbore is produced sequentially, starting from the perforated section of the horizontal wellbore farthest from the axis of the vertical wellbore, and the hydromechanical slotted perforation is performed bilaterally to form slots that are 180 ° relative to each other in a vertical plane opposite each other, relative to the axis of the horizontal wellbore wells in one interval, or perform one-sided hydromechanical slotted perforation with a rotation of 180 ° in a vertical plane whith respect to the horizontal axis of the wellbore, alternately through each successive interval - staggered equal to the length of the slit-formed, or when a small thickness of the productive formation and the presence of active bottom water produce hydromechanical sided perforation slit seam in the direction of the roof. Additionally, waterproofing works are carried out at each of the intervals separately through the fracture gap (RF patent No. 2401942, class E21B 43/26, publ. 20.10 2010).

Недостатком известного способа является не контролируемое развитие трещины в высоту, что при последующей эксплуатации скважины приводит к ее быстрому обводнению. Разработка коллекторов таким способом характеризуется низкой эффективностью.The disadvantage of this method is the uncontrolled development of the fracture in height, which during subsequent operation of the well leads to its rapid flooding. The development of reservoirs in this way is characterized by low efficiency.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. В известном способе, горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород, затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб (ГТ) спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером, спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола, сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола, производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором, по окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины, затем извлекается из скважины (патент РФ №2558058, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.07.2015 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of interval hydraulic fracturing of a carbonate formation in a horizontal wellbore with bottom water, comprising drilling a horizontal wellbore in a producing formation with cementing the annular space between the casing and rock, descent into the horizontal wellbore on a pipe string perforator and the implementation of perforations in the horizontal wellbore directed azimuthally upward, descent us tubing with a packer into the wellbore, the packer landing, injecting through the pipe string fracturing fluid and formation of cracks in hydraulic fracturing horizontal wellbore. In the known method, a horizontal wellbore in a producing formation is drilled parallel to the direction of maximum rock stress, then a perforator is lowered into a horizontal wellbore on a string of flexible pipes (GT) and perforations are made in a horizontal wellbore in a row, a GT string with a perforator is removed from wells, dismantle the perforator, then equip the bottom of the GT column with an inflatable packer, lower the GT column to the bottom by axial movement of the GT column from the mouth to the bottom to a distance of 50 m soon 0.5 m / min and simultaneous injection of a viscous gel with a density greater than the density of water, in a volume that ensures filling with the viscoelastic composition of the lower part of the horizontal wellbore section by 2/3 of the horizontal wellbore diameter, an inflatable packer is planted, hydraulic fracturing is performed by injection of a thickened acid the composition, followed by filling with gelled liquid with a destructor of perforations and the upper part of the horizontal wellbore section by 1/3 of the horizontal wellbore diameter, unpack of an inflatable packer, then the hydraulic fracturing is carried out in the remaining part of the horizontal well; for this, the operations described above are repeated, starting from the axial displacement of the GT string from the mouth to the bottom to fill the treated interval with gelled liquid with a destructor; the gel liquefies upon contact with the formation fluids and releases the drained sections of the horizontal wellbore, then is removed from the well (RF patent No. 2558058 , cl. ЕВВ 43/27, publ. 07/27/2015 - prototype).

Известный способ позволяет управлять направлением роста трещины, но только в скважинах, горизонтальные стволы которых расположены идеально параллельно горизонтали. При наличии кривизны ствола в профиле, эффективность способа теряется, что приводит к низким темпам отбора нефти и высокой обводненности. Кроме того, способ не применим для скважин с открытым горизонтальным стволом.The known method allows you to control the direction of crack growth, but only in wells, the horizontal trunks of which are perfectly parallel to the horizontal. If there is a curvature of the barrel in the profile, the effectiveness of the method is lost, which leads to low rates of oil recovery and high water cut. In addition, the method is not applicable for wells with an open horizontal wellbore.

В предложенном изобретении решается задача повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом (ВНК) в скважинах с открытым горизонтальным стволом.The proposed invention solves the problem of increasing the technological efficiency of acid treatment of carbonate oil reservoirs with a water-oil contact (WOC) in open horizontal wells.

Задача решается тем, что в способе кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом, включающем спуск в горизонтальный ствол скважины колонны гибких труб, закачку геля с плотностью, большей плотности воды, и заполнением гелем части горизонтального ствола скважины, а также рабочей жидкости для обработки коллектора с заполнением другой части горизонтального ствола скважины, последовательную поинтервальную обработку пласта, по окончании выполнения обработки проведение освоения скважины свабированием, отбор продукции из горизонтальной скважины, согласно изобретению бурят или выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации горизонтальную скважину в продуктивном карбонатном коллекторе с открытым условно горизонтальным стволом, на профиле условно горизонтального ствола выделяют один или несколько участков А, расположенных ближе к кровле пласта, длиной не менее 5 м, а также соответствующие соседние участки В, расположенные ближе к водонефтяному контакту, в середину участка А, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой, через которую закачивают раствор поверхностно-активного вещества в объеме из расчета 0,1-1,1 м³ на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В, проводят технологическую выдержку в течение 0,4-3 часов, затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении Р_к, при котором затем будут закачивать кислоту, объем геля определяют как 0,4-0,8 от объема соответствующего одного или двух участков В, являющихся соседними к участку А, в котором проводят операцию, гель доводят до соответствующего участка А, продавливая по гибким трубам жидкостью, не растворяющей гель, проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемого для оседания геля в нижнюю часть участков В, после чего закачивают кислоту под давлением Р_к и в объеме в м³, равном (0,02-0,5)h на метр длины соответствующего участка А, где h - средняя толщина пласта вдоль участка А в метрах, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором, закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля, затем переходят к обработке следующего участка А, перемещая трубу с гидромониторной насадкой в сторону «пятки» условно горизонтального ствола, после завершения обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины промывают и пускают в эксплуатацию.The problem is solved in that in the method of acid treatment of reservoirs with a water-oil contact, which includes launching a string of flexible pipes into a horizontal wellbore, injecting a gel with a density greater than the density of water, and filling part of the horizontal wellbore with gel, as well as a working fluid for treating the reservoir with filling another part of the horizontal wellbore, sequential interval processing of the formation, at the end of processing, development of the well by swabbing, selection of products from the horizontal According to the invention, a drilling well is being drilled or a horizontal well in operation is being drilled, which is in operation, in a productive carbonate reservoir with an open conditionally horizontal wellbore; one or more sections A located closer to the formation roof with a length of at least 5 m are distinguished on the conditionally horizontal wellbore profile, as well as the corresponding neighboring sections B, located closer to the oil-water contact, in the middle of section A, located closer to the “sock” of the conventionally horizontal trunk, the flexible b a sleeveless pipe with a hydromonitor nozzle installed at the end of the pipe, through which a surfactant solution is pumped in a volume of 0.1-1.1 m ³ per meter of length of the sum of the corresponding section A and the adjacent one or two B, hold technological exposure for 0.4-3 hours, then the gel is pumped, which is selected from the condition of impossibility of pumping it into the collector at a pressure P _to , at which acid will then be pumped, the volume of the gel is determined as 0.4-0.8 of the volume of the corresponding one or two sections In, is adjacent to the site A, in which the operation is carried out, the gel is brought to the corresponding site A, squeezing through flexible pipes with a liquid that does not dissolve the gel, technological exposure is carried out for the time required for the gel to settle to the lower part of sections B, after which acid is pumped under pressure P _to and in a volume in m ³ equal to (0.02-0.5) h per meter of length of the corresponding section A, where h is the average thickness of the formation along section A in meters, technological exposure is carried out for the reaction of the acid solution with the collector, inject sol erator gel volume at least the volume of the injected gel and then proceeds to process the next portion A by moving the tube with a jetting nozzle toward the "heel" conditionally horizontal wellbore after completing the processing of all portions conditionally A horizontal wellbore is washed and put into operation.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На технологическую эффективность кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с ВНК, в скважинах с открытым горизонтальным стволом, существенное влияние оказывает охват пласта кислотным воздействием, причем для снижения рисков обводнения необходимо исключить распространение «червоточин» растворения карбонатной породы кислотой вблизи ВНК. Под технологической эффективностью здесь понимается повышение темпов отбора нефти и снижение сроков разработки по сравнению разработкой без кислотной обработки. При этом возможно отсутствие прироста конечной нефтеотдачи. Приведенный выше прототип, несмотря на то что описывает способ проведения гидроразрыва пласта, содержит идею перенаправления потока закачиваемого флюида (в прототипе это жидкость гидроразрыва, а в рассматриваемом способе - кислота) в противоположную сторону от ВНК. Однако технически прототип практически нереализуем ввиду приведенных выше причин. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно проводить кислотную обработку карбонатных коллекторов с ВНК. В предложенном изобретении решается задача повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.The technological efficiency of acid treatment of carbonate oil reservoirs with OWCs in open horizontal boreholes is significantly affected by the acid coverage of the formation, and to reduce the risk of flooding, it is necessary to exclude the spread of wormholes for dissolving carbonate rock with acid near the OWC. Technological efficiency here means an increase in the rate of oil extraction and a reduction in the development time compared to development without acid treatment. At the same time, there may be a lack of growth in final oil recovery. The above prototype, in spite of the fact that it describes a method of hydraulic fracturing, contains the idea of redirecting the flow of injected fluid (in the prototype it is hydraulic fracturing, and in the method under consideration, it is acid) in the opposite direction from the oil-and-gas complex. However, technically the prototype is practically not feasible due to the above reasons. Thus, the existing technical solutions do not fully allow for the efficient acid treatment of carbonate reservoirs with WOC. The proposed invention solves the problem of increasing the technological efficiency of the acid treatment of carbonate oil reservoirs with oil-water contact in open horizontal wells.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка коллектора с профилем горизонтальной скважины. Обозначения: 1 - участок нефтенасыщенного карбонатного коллектора, 2 - условно горизонтальная скважина, 3 - гибкая безмуфтовая труба, 4 - гидромониторная насадка, 5 - пакер, 6 - зоны растворения породы кислотой, ВНК - водонефтяной контакт, A_{I, II, III} - участки условно горизонтального ствола скважины 2, расположенные ближе к кровли продуктивного пласта 1, B_{I, II} - участки условно горизонтального ствола скважины 2, расположенные ближе к ВНК.In FIG. 1 is a schematic representation of a vertical section of a reservoir section with a horizontal well profile. Designations: 1 - section of oil-saturated carbonate reservoir, 2 - conditionally horizontal well, 3 - flexible sleeveless pipe, 4 - hydraulic nozzle, 5 - packer, 6 - acid dissolution zones, VNK - oil-water contact, A _{I, II, III} - sections conventionally horizontal wellbore 2, located closer to the roof of the productive formation 1, B _{I, II} - sections of conventionally horizontal wellbore 2, located closer to the oil well.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

На участке 1 карбонатного нефтяного коллектора бурят либо выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации условно горизонтальную скважину 2 с типом заканчивания, представляющим из себя открытый в продуктивной части коллектора ствол (фиг. 1). Участок 1 коллектора имеет ВНК.At section 1 of the carbonate oil reservoir, either a pre-drilled, conventionally horizontal horizontal well 2 with a completion type that is open to the trunk in the productive part of the reservoir is drilled or selected (Fig. 1). Section 1 of the reservoir has a VNK.

На профиле условно горизонтального ствола скважины 2 выделяют один или несколько участков А, расположенных ближе к кровле пласта, длиной не менее 5 м, а также соответствующие соседние участки В, расположенные ближе к ВНК.On the profile of a conventionally horizontal wellbore 2, one or more sections A are located that are closer to the top of the formation with a length of not less than 5 m, as well as the corresponding neighboring sections B located closer to the oil well.

В середину участка А, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу 3 с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой 4. У кровли пласта устанавливают пакер 5. Участки А длиной менее 5 м не позволяют эффективно проводить кислотную обработку через гидромониторную насадку 4.In the middle of section A, located closer to the “toe” of the conventionally horizontal trunk, a flexible sleeveless pipe 3 is lowered with a hydraulic monitor nozzle 4 installed at the pipe end 4. A packer is installed at the formation roof. Section A less than 5 m in length does not allow for acid treatment through the hydraulic monitor nozzle 4.

Через безмуфтовую трубу 3 с гидромониторной насадкой 4 закачивают раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) в объеме из расчета 0,1-1,1 м³ на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В (в зависимости от того, вверх или вниз направлен носок «скважины»). Проводят технологическую выдержку в течение 0,4-3 ч. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор 1 при давлении Р_к, при котором затем будут закачивать кислоту. Объем геля определяют как 0,4-0,8 от объема соответствующего одного или двух участков В, являющихся соседними к участку А, в котором проводят операцию. Гель доводят до соответствующего участка А, продавливая по гибким трубам жидкостью, не растворяющей гель. Например, для водорастворимого геля такой жидкостью может служить нефть, а для углеводородорастворимых гелей - вода. Проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемого для оседания геля в нижнюю часть участков В.A solution of a surface-active substance (SAS) is pumped through a sleeveless pipe 3 with a hydromonitor nozzle 4 in a volume of 0.1-1.1 m ³ per meter of the length of the sum of the corresponding section A and the adjacent one or two B (depending on up or down the toe of the "well"). Technological exposure is carried out for 0.4-3 hours. Then a gel is pumped, which is selected from the condition that it cannot be pumped into reservoir 1 at a pressure P _k , at which acid will then be pumped. The volume of the gel is determined as 0.4-0.8 of the volume of the corresponding one or two sites B, which are adjacent to the site And in which the operation is performed. The gel is brought to the appropriate site A, forcing fluid through the flexible tubes that does not dissolve the gel. For example, for a water-soluble gel, oil can serve as such a liquid, and for hydrocarbon-soluble gels, water. Spend technological exposure for the time required for the sedimentation of the gel in the lower part of sections B.

Далее закачивают кислоту под давлением Р_к и в объеме (0,02-0,5)h на метр длины соответствующего участка А, где h - средняя толщина пласта вдоль участка А. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором 1. Затем в скважину 2 закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля.Next, acid is pumped under pressure P _to and in a volume of (0.02-0.5) h per meter of length of the corresponding section A, where h is the average thickness of the formation along section A. A technological exposure is carried out for the reaction of the acid solution with collector 1. Then, well 2, the gel solvent is injected in a volume not less than the volume of the injected gel.

После завершения данной операции на участке А, расположенном ближе к «носку» условно горизонтального ствола скважины 2, распакеровывают пакер 5 и переходят к обработке следующего участка А, перемещая трубу 3 с гидромониторной насадкой 4 в сторону «пятки» условно горизонтального ствола. В результате получают зоны 6 растворения породы кислотой.After completing this operation, in the section A, located closer to the “sock” of the conventionally horizontal wellbore 2, unpack the packer 5 and proceed to the processing of the next section A by moving the pipe 3 with the hydraulic nozzle 4 towards the heel of the conventionally horizontal well. The result is a zone 6 of dissolution of the rock with acid.

После обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины 2 промывают и проводят освоение свабированием. Затем переходят на отбор продукции (нефти и воды) из условно горизонтальной скважины 2.After processing all sections A, the conditionally horizontal wellbore 2 is washed and swab development is carried out. Then they switch to the selection of products (oil and water) from a conventionally horizontal well 2.

Закачка раствора ПАВ повышает гидрофильность коллектора. Объем ПАВ из расчета менее 0,1 м³ на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В согласно исследованиям не приводит к эффективности последующей кислотной обработки, а более 1,1 м³ - адсорбируется в больших объемах в порах коллектора, снижая его проницаемость. Технологическая выдержка после закачки ПАВ обеспечивает максимальную реакцию с карбонатной породой, причем времени менее 0,4 часа для большинства коллекторов недостаточно, а более 3 часов - не имеет смысла.The injection of a surfactant solution increases the hydrophilicity of the reservoir. According to studies, the volume of surfactants based on less than 0.1 m ³ per meter of length of the sum of the corresponding section A and the adjacent one or two B does not lead to the efficiency of subsequent acid treatment, and more than 1.1 m ³ is adsorbed in large volumes in the pores of the collector, reducing its permeability. Technological exposure after surfactant injection provides the maximum reaction with carbonate rock, and less than 0.4 hours is not enough for most reservoirs, and more than 3 hours does not make sense.

Закачка геля необходима для заполнения нижних участков В условно горизонтального ствола, что позволяет исключить развитие «червоточин» от воздействия кислоты вблизи ВНК. В результате при эксплуатации скважины снижается скорость ее обводнения, увеличивается продолжительность эффекта. Объем геля менее чем 0,4 от объема соответствующего одного или двух участков В условно горизонтального ствола приводит согласно расчетам к прорыву закачиваемой кислоты вниз по направлению к ВНК, что снижает эффективность кислотной обработки, а более чем 0,8 - объем геля слишком велик, что приводит к низкому охвату закачиваемой кислотой участков А.Gel injection is necessary to fill the lower sections of the conditionally horizontal trunk, which eliminates the development of "wormholes" from the effects of acid near the VNK. As a result, during well operation, the rate of watering decreases, the duration of the effect increases. The volume of the gel is less than 0.4 of the volume of the corresponding one or two sections of the conditionally horizontal barrel, according to the calculations, leads to a breakthrough of the injected acid down towards the WOC, which reduces the efficiency of acid treatment, and more than 0.8 - the volume of the gel is too large, which leads to low coverage of acid-injected sites A.

Объем закачиваемой кислоты определен согласно исследованиям как наиболее оптимальный. При объеме менее 0,02h на метр длины соответствующего участка А, последующий прирост продуктивности и темпов отбора нефти практически отсутствует, тогда как при объеме более 0,5h, значительно повышается риск последующего обводнения скважины, что снижает нефтеотдачу.The volume of injected acid is determined according to studies as the most optimal. With a volume of less than 0.02h per meter of the length of the corresponding section A, there is practically no subsequent increase in productivity and oil recovery rates, while with a volume of more than 0.5h, the risk of subsequent watering of the well increases significantly, which reduces oil recovery.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 коллектора.Development is carried out until the full economically viable development of section 1 of the collector.

Результатом внедрения данного способа является повышение технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.The result of the implementation of this method is to increase the technological efficiency of the acid treatment of carbonate oil reservoirs with water-oil contact in open horizontal wells.

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.

На участке 1 карбонатного нефтяного коллектора бурят условно горизонтальную скважину 2 с типом заканчивания, представляющим из себя открытый в продуктивной части коллектора ствол длиной 120 м и диаметром d=0,216 м (фиг. 1). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет 790 м, толщина нефтенасыщенного коллектора относительно одинакова на по всей длине условно горизонтального ствола и составляет h=6 м, начальное пластовое давление - 8 МПа. Участок 1 коллектора имеет ВНК. До кровли продуктивного пласта 1 скважину обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 152 мм.In section 1 of the carbonate oil reservoir, a conventionally horizontal well 2 with a completion type is drilled, which is an open trunk in the productive part of the reservoir with a length of 120 m and a diameter of d = 0.216 m (Fig. 1). The average depth of the formation roof is 790 m, the thickness of the oil-saturated reservoir is relatively the same along the entire length of the conventionally horizontal trunk and is h = 6 m, the initial reservoir pressure is 8 MPa. Section 1 of the reservoir has a VNK. To the roof of the reservoir 1, the well is cased with a production string of 152 mm in diameter.

После пуска скважины 2 в эксплуатацию дебит нефти ее составил 2 т/сут, дебит жидкости - 8 т/сут. Низкая продуктивность скважины привела к необходимости проведения кислотной обработки коллектора.After well 2 was put into operation, its oil production rate was 2 tons / day, and the liquid production rate was 8 tons / day. Low well productivity has led to the need for acid treatment of the reservoir.

На профиле условно горизонтального ствола скважины 2 выделяют три участка - A_I,A_II,A_III, расположенных ближе к кровле пласта, длиной соответственно 5 м, 20 м и 10 м. Также выделяют два соответствующих соседних участка B_I и B_II, длиной соответственно 30 м и 55 м, расположенных ближе к ВНК.Three sections are distinguished on the profile of a conventionally horizontal wellbore 2 — A _I, A _II, A _III , located closer to the top of the formation, respectively 5 m, 20 m and 10 m long. Two corresponding adjacent sections B _I and B _II are also distinguished, with a length 30 m and 55 m, respectively, located closer to the VNK.

В середину участка A_I, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу 3 диаметром 76 мм с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой 4. У кровли пласта устанавливают механический пакер 5.In the middle of section A _I , which is closer to the “sock” of the conventionally horizontal trunk, a flexible sleeveless pipe 3 with a diameter of 76 mm is lowered with a hydraulic monitor nozzle 4 installed at the pipe end. A mechanical packer 5 is installed at the formation roof.

Через безмуфтовую трубу 3 с гидромониторной насадкой 4 закачивают ПАВ (неонол АФ₉-12 с концентрацией 0,05%) в объеме из расчета 0,1 м³ на метр длины суммы участка А и соседнего B_I: (5+30)⋅0,1=3,5 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 0,4 часа.A surfactant (neonol AF ₉ -12 with a concentration of 0.05%) is pumped through a sleeveless pipe 3 with a hydraulic nozzle 4 in the amount of 0.1 m ³ per meter of the length of the sum of section A and neighboring B _I : (5 + 30) ⋅0 , 1 = 3.5 m ³ . Spend technological exposure for 0.4 hours.

Затем закачивают гель плотностью около 1200 кг/м³, следующего состава (массов.): карбамид - 6%, алюминий хлористый - 3% уротропин - 8%, техническая вода - остальное. Объем геля определяют как 0,4 от объема соответствующего участка B_I: 0,4⋅3,14⋅(0,216/2)²⋅30=0,44 м³. Закачку ведут при давлении закачки 9 МПа. При данном давлении гель не прокачивается через коллектор 1. Гель доводят до участка A_I, продавливая его по гибким трубам 3 товарной нефтью. Проводят технологическую выдержку в течение 8 часов. За это время гель оседает в нижнюю часть условно горизонтального ствола - участка B_I.Then a gel is pumped with a density of about 1200 kg / m ³ , of the following composition (mass.): Urea - 6%, aluminum chloride - 3% urotropin - 8%, process water - the rest. The volume of the gel is determined as 0.4 of the volume of the corresponding area B _I : 0.4⋅3.14⋅ (0.216 / 2) ² ⋅30 = 0.44 m ³ . Injection is carried out at an injection pressure of 9 MPa. At this pressure, the gel does not pump through the collector 1. The gel is brought to section A _I , forcing it through flexible pipes 3 with salable oil. Carry out technological exposure for 8 hours. During this time, the gel settles in the lower part of the conventionally horizontal trunk - section B _I.

Далее закачивают 21%-ную соляную кислоту под давлением Р_к = 15 МПа и в объеме 0,02⋅6⋅5=0,6 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 12 часов. Затем в скважину 2 закачивают растворитель геля - техническую воду, в таком же объеме, в котором закачивали гель, т.е. 0,44 м³.Next, 21% hydrochloric acid is pumped under pressure P _k = 15 MPa and in a volume of 0.02⋅6⋅5 = 0.6 m ³ . Carry out technological exposure for 12 hours. Then, a gel solvent — technical water — is pumped into well 2 in the same volume in which the gel was pumped, i.e. 0.44 m ³ .

После завершения данной операции на участке A_I, распакеровывают пакер 5 и переходят к обработке следующего участка A_II, перемещая трубу 3 с гидромониторной насадкой 4 в сторону «пятки» условно горизонтального ствола. Коллектор вдоль участка A_II имеет иные относительно предыдущего фильтрационно-емкостные характеристики. Проводят те же самые операции, что и в первом случае. Закачивают ПАВ в объеме из расчета 0,5 м³ на метр длины суммы соответствующего участка A_II и соседних B_I и B_II: (20+30+55)⋅0,5=52,5 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 2 часов. Объем геля определяют как 0,5 от объема соответствующих участков В₁ и В₂: 0,5⋅3,14⋅(0,216/2)²⋅(30+55)=1,6 м³. Объем соляной кислоты определяют как 0,2⋅6⋅20=24 м³.After completing this operation in section A _I , unpack the packer 5 and proceed to the processing of the next section A _II , moving the pipe 3 with the jet nozzle 4 towards the heel of the conventionally horizontal trunk. The collector along section A _II has different reservoir characteristics compared to the previous one. They carry out the same operations as in the first case. Surfactants are injected in the amount of 0.5 m ³ per meter of the length of the sum of the corresponding section A _II and neighboring B _I and B _II : (20 + 30 + 55) ⋅0.5 = 52.5 m ³ . Carry out technological exposure for 2 hours. The volume of the gel is determined as 0.5 of the volume of the corresponding sections B ₁ and B ₂ : 0.5⋅3.14⋅ (0.216 / 2) ² ⋅ (30 + 55) = 1.6 m ³ . The volume of hydrochloric acid is defined as 0.2⋅6⋅20 = 24 m ³ .

Участок A_III обрабатывают аналогичным образом. Коллектор вдоль участка A_III имеет иные относительно предыдущих участков фильтрационно-емкостные характеристики. Проводят те же самые операции, что в первом и втором случаях. Закачивают ПАВ в объеме из расчета 1,1 м³ на метр длины суммы соответствующего участка A_III и соседнего B_II: (10+55)⋅1,1=71,5 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов. Объем геля определяют как 0,8 от объема соответствующего участка В₂: 0,8⋅3,14⋅(0,216/2)²⋅55=1,6 м³. Объем соляной кислоты определяют как 0,5⋅6⋅10=30 м³.Plot A _{III is} treated in a similar manner. The collector along section A _III has other reservoir characteristics with respect to the previous sections. They carry out the same operations as in the first and second cases. Surfactants are injected in the amount of 1.1 m ³ per meter of the length of the sum of the corresponding section A _III and neighboring B _II : (10 + 55) ⋅1.1 = 71.5 m ³ . Carry out technological exposure for 3 hours. The volume of the gel is determined as 0.8 of the volume of the corresponding area In ₂ : 0.8⋅3.14⋅ (0.216 / 2) ² ⋅55 = 1.6 m ³ . The volume of hydrochloric acid is determined as 0.5⋅6⋅10 = 30 m ³ .

В результате данных операций получают зоны 6 растворения породы кислотой. После обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины 2 промывают и проводят освоение свабированием. Затем спускают насос и переходят на отбор продукции (нефти и воды) из условно горизонтальной скважины 2.As a result of these operations, zones 6 of dissolution of the rock with acid are obtained. After processing all sections A, the conditionally horizontal wellbore 2 is washed and swab development is carried out. Then they lower the pump and proceed to the selection of products (oil and water) from a conventionally horizontal well 2.

В результате проведения кислотной обработки нефтяного коллектора 1 по предлагаемому способу дебит нефти составил 18 т/сут, дебит жидкости - 34 т/сут, технологическая эффективность прироста дебита нефти составила - 16 т/сут, жидкости - 26 т/сут. По прототипу при прочих равных условиях дебит нефти составил 12 т/сут, дебит жидкости - 26 т/сут, соответственно технологическая эффективность прироста дебита нефти по прототипу - 10 т/сут, жидкости - 18 т/сут. Прирост дебита нефти по предлагаемому способу по сравнению с прототипом - 6 т/сут, жидкости - 8 т/сут. Длительность технологического эффекта предлагаемого способа оказалась на 7 месяцев больше.As a result of the acid treatment of the oil reservoir 1 according to the proposed method, the oil production rate was 18 tons / day, the liquid production rate was 34 tons / day, the technological efficiency of the increase in oil production rate was 16 tons / day, the liquid production rate was 26 tons / day. According to the prototype, ceteris paribus, the oil production rate was 12 tons / day, the liquid production rate was 26 tons / day, respectively, the technological efficiency of the increase in oil production rate according to the prototype was 10 tons / day, the liquid production rate was 18 tons / day. The increase in oil production by the proposed method compared to the prototype is 6 tons / day, liquids - 8 tons / day. The duration of the technological effect of the proposed method was 7 months longer.

Предлагаемый способ позволяет повысить технологическую эффективность кислотной обработки за счет воздействия кислотой на коллектор с минимизацией риска обводнения скважины подошвенной водой.The proposed method allows to increase the technological efficiency of acid treatment due to the impact of acid on the reservoir with minimizing the risk of well flooding with bottom water.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.The application of the proposed method will solve the problem of improving the technological efficiency of acid treatment of carbonate oil reservoirs with oil-water contact in wells with an open horizontal wellbore.

Claims

The method of acid treatment of reservoirs with oil-water contact, including the descent into a horizontal wellbore of a string of flexible pipes, pumping a gel with a density greater than the density of water, and gel filling a part of the horizontal wellbore, as well as a working fluid for treating the collector with filling another part of the horizontal wellbore, sequential interval processing of the formation, at the end of the processing, the development of the well by swabbing, the selection of products from a horizontal well, distinguishing Take into account that they drill or select an already drilled, in-service horizontal well in a productive carbonate reservoir with an open conditionally horizontal well, one or more sections A, located closer to the top of the formation, with a length of at least 5 m, and Also, the corresponding neighboring sections B, located closer to the oil-water contact, in the middle of section A, located closer to the “toe” of the conventionally horizontal trunk, lower the flexible sleeveless pipe from the installation ennoy pipe end jetting nozzle through which the solution is pumped surfactant in the amount of calculation of 0.1-1.1 m ³ per meter of length of the sum of the corresponding region A and the adjacent one or two V, exposure process is performed for 0.4 -3 hours, then the gel is pumped, which is selected from the condition of impossibility of pumping it into the collector at a pressure P _k , at which acid will then be pumped, the volume of the gel is determined as 0.4-0.8 of the volume of the corresponding one or two sections B, which are adjacent to the site And, in which the operation is performed, the gel is brought to the corresponding section A, squeezing through flexible pipes with a liquid that does not dissolve the gel, technological exposure is carried out for the time required for the gel to settle to the lower part of sections B, after which the acid is pumped under pressure P _to and in a volume in m ³ equal to (0.02-0.5) h per meter of length of the corresponding section A, where h is the average thickness of the formation along section A in meters, technological exposure is carried out for the reaction of the acid solution with the collector, the gel solvent is pumped into volume not less e volume of the injected gel, then they proceed to the processing of the next section A, moving the pipe with the hydraulic nozzle to the side of the heel of the conventionally horizontal well; after the processing of all areas A is completed, the conventionally horizontal well is washed and put into operation.