Способ вторичного вскрытия пласта

(22) 14.11.89 юл. МЗй нефтеЙ институтенникоА.М.По вый научно-ис Ю.В,Капыринищук и А,М,Пота ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ПИСАНИЕАВТОРСКОМУ СВИД(53) 622.245 (08 (56) Авторское ЬЬ 927981, кл. (54) СПОСОБ ПЛАСТА 8.8)свидетельство СССР21 В 43/11, 1980,ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности. Известен способ вскрытия пласта в обсаженной скважине, включающий создание в вене перфорации разреженной среды и проведение перфорации, Недостатком этого способа является сложность и низкое качество вскрытия пласта.Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ вскрытия пласта, включающий заполнение интервала перфорации перфорацион ной жидкостью и проведение перфорации. Недостатком способа является ага низкая эффективность, так как при его осуществлении глинистые частицы не удаляются иэ прискважинной зоны, что обуславливает ее высокое фильтрационное сопротивление и, как следствие, низкий дебит скважины,Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет увеличения проницаемости прискважинной эоны пласта,(57) Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Цель изобретения - повышение эффективности вторичного вскрытия пласта эа счет увеличения проницаемости призабойной зоны. Способ включает заполнение интервала перфорации раствором реагента-разглинизатора, проведение перфорации, закачку раствора реагента-разглиниэатора в пласт, промывку, осваивают скважины и нагнетание в пласт раствора реагента-сгабилизатора глин. Изобретение позволяет повысить дебит эксплуатационных и приемистость нагнетательных скважин. Поставленная цепь достигается тем, что в способе вскрытия пласта, включающем заполнение интервала перфорации перфорационной жидкостью и проведение перфорации, в качестве перфорационной жидкости используют раствор реагента-раэглиниэатора, после перфорации раствор реагента-раэглинизатора продавливают в проперфорированный участок пласта, промывают и осваивают скважину, а затем во вскрытый участок пласта нагнетается раствор реагента-стабилизатора глин.Сущность способа заключается в следующем.В процессе бурения при промывке скважины в призабойную зону пласта проникают частицы глины. Эти глинистые минералы кольматируют проницаемые участки пласта, создавая тем самым повышенное сопротивление движению жидкости, что является причиной низкого дебита или приемистости скважины. Кроме того, монтмориллонитовые глины, являющиеся главной составной частью буровых растворов, чувг 1707191вительны к изменению солености воды, При уменьшении концентрации соли, а также изменении ее состава, происходит набухание глинистых минералов, что отрицательно сказывается на фильтрационной проводимости призабойной зоны пласта,При перфорации, вследствие резкоговозрастания давления в стволе скважины в пласт проникает фильтрат и твердые частицы из промывочного раствора, что ухудшает проницаемость породы, окружающей перфорационный канал. В ряде случаев использование современной технологии вскрытия пласта приводит к тому, что ряд скважин вообще не удается освоить, и они переходят в категорию бездействующих,Преимущество предложенного способавскрытия пласта заключается в следующем.В интервал перфорации закачивается раствор реагента-разглинизатора, который замещает буровой раствор или жидкость глушения. После этого устанавливается перфоратор, и производится перфорация, при этом исключается попадание фильтрата и глинистых частиц из жидкости, находящейся в стволе скважины. Проникающий в перфорационные каналы реагент-разглинизатор вступает в физико-химическое взаимодействие с глинистыми компонентами, что приводит к растворению или переводу их в тонкодисперсное состояние, обеспечивающее свободную миграцию глинистых частиц.Таким образом, энергия взрыва, выделяющаяся при срабатывании перфоратора используется не только для создания перфорационных каналов, но и для нагнетания жидкости разглинизации в пласт очистки перфорационных каналов. Продавливая перфорационную жидкость в призабойную зону, охватывают воздействием весь объем пласта, подвергавшийся кольматации, В качестве растворов реагентов-разглинизаторов использованы водные растворы хлористого аммония, кислого сернокислого натрия, гидрокарбоната натрия и калия, углекислого натрия, перекись водорода и т.д.Последующая промывка и освоениескважин (например, компрессорным методом) обеспечивает удаление из призабойной эоны основной массы глинистых компонентов. Однако, полная очистка призабойной эоны достигается редко, а контролировать этот процесс сложно. Поэтому, после промывки в обработанный интервал пласта закачивают раствор реагента-стабилизатора глин, действие которого основано на замещении катионов обменного комплекса глинистых минералов на катионы бо 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 лее высокой валентности. Так как применяемые при бурении бентонитовые глиныимеют в качестве обменных катионов натрий и кальций, то в качестве реагентовраэглинизаторов используют водорастворимые соли алюминия, хрома, циркония ит.д. После такой обработки глины становятся нечувствительными к изменению минерального состава фильтрующихся черезпласт вод.Способ осуществляется следующим образом.На устье скважины приготавливаетсяраствор реагента-разглинизатора заданного объема, После перемешивания растворзакачивается в колонну насосно-компрессорных труб (Н КТ), и при открытом затрубьеон продавливается в участок колонны труб,подлежащих перфорации. Затем в скважинуопускаешься перфоратор, производится перфорация, раствор реагента-разглинизаторазакачивают в пласт и производят выдержкускважины в течение нескольких часов доокончания процесса разглинизации. Далее,извлекают перфоратор, осуществляют проывку скважины и осваивают ее для вызовапритока, Выходящая из пласта жидкость выносит глинистые компоненты и очищаетпризабойную зону. В это время на устьеготовят раствор реагента-стабилизатораглин, доводят его до интервала перфорациии задавливают в пласт. После этого скважина готова к эксплуатации,П р и м е р, Скважина имеет диаметробсадной колонны в зоне продуктивногопласта 0,15 м, Глубина скважин 2500, интервал перфорации 2460 - 2470 м. На устье скважины в цементированном агрегатеприготавливается 5 м раствора, содержащего 400 кг хлористого аммония и 500 кгкислого сернокислого натрия. Перемешанный раствор закачивается в колонну НКТ ипри открытом затрубье доводится до интервала перфорации, В скважину опускаетсякумулятивный перфоратор ПКС 80 и производится прострел колонны. Затем давлениена устье скважины поднимают до 11 МПа,эакачивают в скважину 3 м продавочнойжидкости и перекрывают скважину.После выдержки в течение восьми часовподнимают перфоратооЭ, промывают и закачивают в скважину 8 м раствора гидроокиси алюминия, В результате проведенныхопераций дебит скважины вырастает на40 по сравнению с расположенными рядом скважинами, вскрытых традиционнымметодом.Таким образом, предложенный способпозволяет предотвратить ухудшение фильтоационных характеристик призабойной зо1707191 что, с целью повышения эффективности за счет увеличения проницаемости призабойной эоны, после проведения перфорации в проперфорационную зону дополнительно 5 закачивают раствор реагента-разглинизатора, промывакт, осваивают скважину и нагнетают в пласт раствор реагента-стабилизатора глин, при этом в качестве перфо.рационной жидкости используют раствор 10 реагента-разглинизатопа. ны пласта при перфорации, обеспечить более высокий дебит эксплуатационных иулучшить приемистость нагнетательныхскважин. формула изобретенияСпособ вторичного вскрытия пласта, включающий заполнение интервала перфорации перфорационной жидкостью и проведение перфорации, о т л и ч а ю щ и й с я тем,Составитель О. Зотов Редактор И. Ванюшкина Техред М,Моргентал Корректор Н. РевскаяПроизводственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 Заказ 247 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5