СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/22 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов.

Известен способ циклического воздействия на пласты закачкой воды через нагнетательные скважины с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин после резкого их обводнения (авт. св. N 1677274 кл. E 21 B 43/22, публ.1991). Это позволяет по сравнению с обычным способом циклического воздействия вытесняющим агентом на нефтяные пласты создать сопротивление продвижению вытесняющего агента по промытым водонасыщенным участкам пластов, что дает возможность повысить охват нефтенасыщенных пластов заводнением и тем самым увеличить нефтеотдачу пластов.

Проведенные лабораторные исследования показали, что эффект гидрофобизации терригенных коллекторов зависит от степени промытости их водой, а также трещиноватости. Средняя продолжительность эффекта в пороговых коллекторах составляет 9-12 мес, а в порово-трещиноватых до 5-6 мес. Это объясняется тем, что вода прорывается по трещинам пластов породы сплошным потоком, что приводит к десорбции гидрофобизаторов в трещинах и эффект от гидрофобизации быстро снижается.

Наиболее близким по технологической сущности к предлагаемому способу является способ циклического воздействия на пласты закачкой воды с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин, когда гидрофобизацию пластов производят после резкого повышения обводненности продукции с последующей закачкой суспензии резиновой крошки на углеводородной основе (патент N 1833457 E 21 B 43/22, опубл. 07.08.93). Это позволяет по сравнению с вышеуказанным способом увеличить продолжительность эффекта от изоляции интервалов водопритока для порово-трещинных коллекторов. Заполнение трещин интервала водопритока резиновой крошкой дает возможность предотвратить вытеснение гидрофобизующей жидкости обратно по трещинам во время эксплуатации скважины. Вытесняющий агент, действуя на гидрофобизующую жидкость своим давлением, заставляет ее внедряться в пласты кроме горизонтального направления и в вертикальном направлении, то есть поперек напластования, что способствует повышению охвата пластов гидрофобизацией. Резиновая крошка, обладая упругостью, при последующей эксплуатации скважины с забойным давлением меньше, чем давление раскрытия трещин, будет защемляться в трещинах, поэтому выноса ее в стол скважины не будет, что обеспечивает надежную их изоляцию. При хорошей гидродинамической связи нагнетательной и добывающей скважин наличие высоких градиентов давления вытесняющего агента в зоне изоляции приводит к быстрому его прорыву по смежным наиболее проницаемым пропласткам в обход изоляционного слоя. Это является причиной невысокой нефтеотдачи пластов.

Цель способа повышение нефтеотдачи пластов.

Цель достигается описываемым способом, включающим циклическую закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с периодической закачкой суспензии в нагнетательные скважины, имеющие гидродинамическую связь с высокообводненными добывающими скважинами, и с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин после резкого повышения обводненности продукции путем закачки гидрофобизующей суспензии, причем размеры частиц суспензий превышают размеры пор пласта при давлении, равном давлению закачки суспензии, до прекращения приемистости пластов.

Новым является то, что в качестве дисперсной фазы суспензий для обработки нагнетательных и добывающих скважин используют пористый упругоэластичный материал, а суспензию для нагнетательных скважин готовят на гидрофобной основе или на водном полимерном растворе с вязкостью большей, чем вязкость пластовой нефти, после чего проводят направленную кислотную обработку в скважинах, а после выдержки и промывки их вакуумируют.

Новым является также и то, что:
1) в качестве пористого упругоэластичного материала используют пенорезиновую крошку, пенополиуретановую крошку, пенополивинил-хлоридную крошку и другие;
2) поры пористого упругоэластичного материала заполнены газом, увеличивающим нефтеотдачу пласта, например, углекислым газом, азотом, метаном, этаном, природным газом и другими;
3) в качестве кислот используют кислоты, дающие водорастворимые соли с карбонатными компонентами скелета породы;
4) вакуумирование нагнетательных о добывающих скважин проводят циклически одновременно.

Такая обработка пластов в интегральных скважинах позволит выравнить профиль приемистости пластов и направить движение вытесняющего агента по новым невыработанным нефтенасыщенным участкам, зонам, исключить простое перекачивание закачиваемого агента к забоям добывающим скважин по промытым высокопроницаемым пропласткам. Одновременно с выравниванием профиля приемистости увеличивается охват пластов заводнением, а следовательно, их нефтеотдача. Это объясняется тем, что поскольку одновременно с изоляцией высокопроницаемых интервалов в нагнетательных скважинах в них осуществляют промывку ПАВ и вакуумирование всей толщи продуктивных пластов, поэтому вытесняющий агент будет фильтроваться в первую очередь только по нефтенасыщенным участкам. Обход вытесняющим агентом зоны изоляции и фильтрация по старым промытым участкам исключается изоляцией интервалов прорыва в одноименных пластах добывающих скважин. В результате такой обработки пласта в нагнетательных скважинах значительно повысится охват пласта (пластов) заводнением и, как следствие этого, нефтеотдача.

В результате кислотной обработки с последующей промывкой ПАВ и вакуумированием скважины происходит удаление газовых пузырьков из пор и трещин непромытой нефтенасыщенной зоны пласта, в связи с чем улучшается фильтрационная способность пористой среды для вытесняющего агента и происходит увеличение коэффициента вытеснения нефти. Гидрофобизирующая суспензия представляет собой пористого упругоэластичного материала, например, пенорезиновая крошка на гидрофобной основе, например, вязкой нефти.

Вязкость гидрофобной основы в начале закачки должна быть выше вязкости пластовой нефти примерно в три раза и по мере роста давления закачки снижаться до величины вязкости пластовой нефти. Это позволяет произвести гидроизоляцию по всей толщине пласта. Если же вязкость будет ниже, чем вязкость пластовой нефти, то гидрофобизирующая суспензия будет фильтроваться, в основном, по самому проницаемому участку, не захватывая менее проницаемые водонасыщенные трещинно-пористые участки пласта. Поры дисперсной фазы суспензий заполнены газом, снижающим поверхностное натяжение нефти на границе с породой. Двигаясь через раскрытие трещины пласта, некоторые закрытые поры дисперсной фазы вскрываются в результате встречи с острыми краями стенок трещин, что приводит к освобождению газа, например, углекислого газа, который далее, проникая в нефтенасыщенные поры, способствует повышению нефтеотдачи пластов. Вакуумированием добывающей скважины и очищают поры пласта от газа, улучшая фильтрационную способность пористой среды по нефти, что приводит к увеличению ее притока к забою скважины.

При эксплуатации скважины с забойным давлением ниже, чем давление насыщения в поровом пространстве призабойной зоны, образуется газонасыщенная зона, ограниченная воронкой депрессии в радиусе, ограниченном давлением насыщения, представляющая собой бартер. Для фильтрующейся пластовой жидкости этот барьер из газовых пузырьков удаляется вакуумированием, в результате чего фазовая проницаемость для нефти еще более возрастает.

Проведенная перед вакуумированием кислотная обработка с последующей промывкой ПАВ облегчит приток нефти из нефтенасыщенных участков пласта. Водонасыщенные же интервалы после закачки суспензии пористого упругоэластичного материала будут надежно заизолирована по всей водонасыщенной толщине. Направленность кислотной обработки связана с тем, что ранее промытые, но уже заполненные пористым упругоэластичным материалом трещины, служат частичным барьером для кислотного воздействия по толщине пласта. И таким образом, эти барьеры направляют кислотные потоки в менее проницаемые зоны.

После обработки пластов в нагнетательных и добывающих скважинах градиенты продвигающейся к забою воды (вытесняющего агента) в зоне изоляции интервалов водопритока в добывающих скважинах будут значительно выше, чем капиллярные силы, действующие в противоположную сторону, вызванные гидрофобизацией углеводородной основой суспензии порового пространства. По этой причине значительно ослабляется разрушительное воздействие вытесняющего агента на изоляционный слой пористого упругоэластичного материала, находящегося в трещинах пласта. Это приводит к изменению направления гидродинамических потоков, способствующих повышению нефтеотдачи пластов, увеличивает продолжительность эффекта от изоляционных пластов.

Способ осуществляется в следующей последовательности. На многопластовом нефтяном месторождении согласно проекта бурят нагнетательные и добывающие скважины. Разработку осуществляют с помощью законтурного или внутриконтурного заводнения. В случае резкого увеличения процентного содержания закачиваемой воды в продукции одной или нескольких добывающих скважин их останавливают. С помощью гидропрослушивания определяют наличие взаимовлияния между нагнетательными и добывающими скважинами и определяют источник резкого обводнения нагнетательную скважину. После этого в ней проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований с целью получения геолого-физических данных, характеризующих интервалы прорыва закачиваемой воды. Далее приступают непосредственно к их изоляции. Для этого определяют объем пористого наполнителя, необходимого для закачки в промытые наиболее проницаемые интервалы пластов, являющиеся источником прорыва закачиваемой воды, по формуле:

где
V_пн объем пористого наполнителя, м³;
K коэффициент, учитывающий изменение объема наполнителя за счет давления закачки (для каждого пористого материала определяется опытным путем);
D диаметр зоны трещинообразования, равный 72 м (Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М. Недра, 1984, с.75);
h суммарная толщина интервалов наибольшей приемистости, определяемая по ГИС, м;
m трещинная пористость, равная 0,00245 (Сургучев М.А. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра, 1985, с.127).

Далее определяют объем суспензии, исходя из полученного объема наполнителя.

Промысловые испытания показали, что оптимальная концентрация пористого наполнителя в суспензии равна 0,1 м³ в 1 м³ суспензии.

Объем суспензии определяют по формуле:
,
где
V_пн необходимый объем наполнителя для заполнения трещин в нагнетательных скважинах, м³;
ΔV_пн оптимальная концентрация наполнителя в суспензии, м³/м³.

В качестве жидкой основы для суспензии применяют гидрофобную жидкость, например, нефть.

Суспензия при поступлении в высокопроницаемые трещиноватые интервалы пласта за счет физико-химического воздействия нефти и кольматирующих свойств наполнителя надежно изолируют трещины, в том числе и сквозные, протяженностью от нагнетательной до добывающей скважины. Поскольку размер гранул крошки превышает размер пор пласта, то проникновение ее в поры исключается.

При проникновении суспензии в трещины пласта происходит заполнение последних пористым наполнителем при одновременной гидрофобизации поровой части пласта за счет фильтрации углеводородной основы через стенки трещин. В результате этого снижается проводимость высокопроницаемого интервала не только за счет закупорки трещин, но и за счет снижения проводимости околотрещинных пористых участков пласта.

Поскольку наполнитель пористый, поры которого заполнены газом, то при поступлении его в трещины пласта гранулы претерпевают упругое сжатие, приводящее к смыканию пор и образованию практически монолитной гранулы. Многократное уменьшение объема наполнителя после сжатия в трещинах во время закачки суспензии и дополнительное сжатие материала гранул наполнителя после смыкания трещин во время эксплуатации добывающих скважин с забойным давлением, значительно меньшим, чем давление закачки, дает надежную качественную изоляцию водопритока.

Способ предусматривает также во время закачки суспензии последовательное увеличение диаметра частиц наполнителя (начиная с минимального 0,8 мм). Такой подход объясняется необходимостью получения максимально возможного радиуса изоляционной зоны, что обеспечит наиболее высокую ее надежность, что в свою очередь увеличит продолжительность эффекта от изоляционных работ. Мелкие гранулы наполнителя закачиваются в первых порциях суспензии, поэтому она достигает самых удаленных зон пласта и далее, если отсутствует рост давления закачки, переходят на более крупную. Этим обеспечивается изоляция, главным образом, промытых зон, характеризующихся высокой степенью трещиноватости и наибольшей их протяженностью, так как в начале закачки практически весь объем суспензии, наполнителем в котором являются мелкие гранулы, поступает в трещины, раскрытость которых наибольшая (по пути наименьшего сопротивления). В последующих и конечной порции суспензии диаметр наполнителя увеличивается, поэтому в трещины с малой раскрытостью, меньшей чем диаметр наполнителя, расположенные вне интервала прорыва воды, наполнитель не попадает. Этим обеспечивается увеличение охвата пластов заводнением, а следовательно, и их нефтеотдача. Продолжительность закачки суспензии пористого наполнителя в нагнетательную скважину определяется достижением максимального допустимого давления на эксплуатационную колонку или прекращением приемистости. Поскольку закачка вытесняющего агента осуществляется при давлениях значительно меньших, чем максимально допустимое давление, то разрушительное воздействие его на изоляционную зону пласта значительно уменьшается.

После обработки пластов в нагнетательной (или нагнетательных) скважине приступают к обработке интервалов водопритока в одноименных пластах всех добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной (или нагнетательными). Это объясняется тем, что, если изоляционные работы, например, выполнить только в одной из трех добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной, то в результате перераспределения пластового давления от закачки произойдет увеличение обводненности в остальных двух. Вытесняющий агент, обойдя зону изоляции в нагнетательной скважине, выйдет на наиболее проницаемые пропластки, сообщающиеся с двумя другими добывающими скважинами, в которых изоляция не была произведена, и, вследствие наименьшего гидравлического сопротивления, не производя работу по вытеснению нефти, обводнит продукцию скважины.

До начала обработки пластов в добывающих скважинах в них производят геофизические и гидродинамические исследования продуктивных пластов с целью определения интервалов притока воды и невыработанных нефтенасыщенных участков.

Затем приступают к подготовке суспензии. Объем наполнителя и объем суспензии определяют также как и для нагнетательных скважин. Если при закачке суспензии с наполнителем минимального размера диаметра устьевое давление не растет, то переходят к закачке суспензии с наполнителем большего диаметра.

Закачка суспензии производится при давлении, равном давлению раскрытия трещин пласта, продолжительностью до прекращения приемистости пласта. Это будет означать, что объем трещин в интервале водопритока заполнен пористым наполнителем и обрабатываемый интервал водопритока становится не порово-трещинным, а поровым. Во время закачки углеводородная жидкость, как составляющая часть суспензии, будет фильтроваться через трещины в пористые блоки пласта, в результате чего будет осуществляться гидрофобизация пористой околотрещинной водонасыщенной части пласта. Пористый накопитель, обладая упругостью, при последующей эксплуатации скважины с забойным давлением меньшим, чем давление раскрытия трещин, будет защемляться в трещинах, что предотвратит выталкивание пористого накопителя из трещин и обеспечит надежную их изоляцию.

После закачки суспензии пористого наполнителя производят направленную кислотную обработку нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов. Для кислотной обработки используют кислоты, дающие после реакции с породой водорастворимые продукты, что позволяет удалить их из забоя скважины обычной промывкой скважины водой. С целью снижения поверхностного натяжения на границе вода-порода в воду добавляют ПАВ (поверхностно-активные вещества), что дает возможность снизить водонасыщенность призабойной зоны, обусловленной промывкой скважины.

Направленная кислотная обработка позволяет очистить поровое пространство нефтенасыщенной части продуктивных пластов от кольматирующих его частиц породы, в результате чего значительно увеличивается работающая толщина пластов, а следовательно, и продуктивность скважин. Это позволяет дополнительно снизить обводненность продукции после проведения изоляционных работ, то есть после закачки суспензии.

После проведения кислотной обработки и последующей промывки скважин приступают к вакуумированию добывающих и нагнетательных скважин. Для этого соединяют вакуум-насос (производительностью не менее 100 м³/ч) с устьевым оборудованием скважины с помощью гибких шлангов или трубопроводов. Пускают насос в непрерывную работу и вакуумируют зону скважины до появления в нагнетательной скважине нефтяного газа (примерно 48 ч), а в добывающей скважине до стабилизации количества и состава газа. После проведения всего комплекса работ скважины, как нагнетательные, так и добывающие скважины пускают в эксплуатацию только после восстановления пластового давления. После двусторонней изоляции интервала прорыва закачиваемой воды он будет изолирован как со стороны нагнетательной, так и со стороны добывающей (или добывающих) скважин. В результате такой обработки движения вытесняющего агента в этом интервале не будет. Его движение будет происходить по нефтенасыщенным, ранее не охваченным заводнением, интервалом пластов, вытесняя из них нефть и повышая коэффициент нефтеотдачи пластов.

Элемент Бавлинского месторождения разбурили нагнетательными и добывающими скважинами по пятиточечной системе. Разработку сначала осуществляли с помощью циклического заводнения с периодической гидроизолицией суспензией резиновой крошки на углеводородной основе обводненных пластов только в добывающих скважинах. Для примера взят отдельный участок (элемент) залежи с добывающими скважинами N 1, 2, 3, 4, находящимися в зоне влияния нагнетательной скважины N 5. В геологическом разрезе этих скважин выделены 5 продуктивных пластов (сверху вниз) в₁, в, г₁, г, д. Дебиты скважин и обводненность продукции характеризовались следующими данными (см. таблицу).

Нагнетательная скважина N 5 работает с приемистостью 500 м³/сут. Через полгода эксплуатации элемента скважина N 4 резко обводнилась - обводненность увеличилась с 60 до 85% В связи с этим, на этой скважине провели исследования с целью определения интервалов водопритока в продуктивных пластах. Таким интервалом оказался пласт г в интервале 1683-1639,2 м, то есть толщина интервала водопритока составляет 1,2 м. Общая перфорированная толщина равна 7,8 м. Далее для определения интервала наибольшей приемистости в нагнетательной скважине N 5 сняли профиль приемистости по пластине. 80% объема закачиваемой воды поглощает одноименный с добывающей скважиной пласт г в интервале 1629-1632 м.

Пласт г в нагнетательной скважине имеет хорошую гидродинамическую связь с одноименным пластом в добывающей скважине. В связи с этим, обработали пласт г в нагнетательной скважине по предлагаемому способу. Согласно формулы (1), определили объем пористого наполнителя для приготовления суспензии:

Объем суспензии подсчитали по формуле (2).

Далее определили объем жидкой части суспензии:
V_жч V_сусп V_пн 34,9-12,2 22,7 м³
Сначала заготовили первую порцию суспензии в объеме 5 м³ с вышеуказанной концентрацией, в которую добавили пористый наполнитель в объеме 5 м³ • 0,35 м³/м³ 1,75 м³.

При закачке первой порции устьевое давление поднялось с 0 до 5,0 МПа. Далее аналогично приготовили вторую порцию суспензии. При закачке второй порции устьевое давление возросло с 5,0 до 6,5 МПа.

При закачке третьей, четвертой, пятой порции устьевое давление возросло с 6,5 до 15,0 МПа. Было достигнуто максимальное давление на эксплуатационную колонну и закачку прекратили. Далее, промыв скважину, приступили к направленной кислотной обработке скважины. Было закачано в нефтенасыщенную часть пласта 2 м³ соляной кислоты. После кислотной обработки произвели промывку скважины с целью удаления продуктов реакции.

Поскольку вакуумирование производится одновременно с добывающими скважинами, то вакуумирование нагнетательной скважины отложили до проведения добывающей скважины.

Далее приступили к обработке добывающей скважины N 4. По формулам 1, 2 определили объемы пористого наполнителя и суспензии. Было закачано 15 м³ пористого наполнителя в общем количестве суспензии, равном 43 м³. Дополнительно при закачке последней порции резко возросло до 15,0 МПа, поэтому работы по закачке суспензии были прекращены. Далее скважину промыли и приступили к направленной кислотной обработке. Было закачано 2,5 м³ соляной кислоты, а после промывки скважины приступили к вакуумированию скважины одновременно с ранее обработанной нагнетательной скважиной. Для этого соединили вакуум-насос (производительностью не менее 100 м³/ч) с устьевым оборудованием и в нагнетательной, и в добывающей скважинах и пустили насосы в непрерывную работу. В нагнетательной скважине нефтяной газ появился через 52 ч вакуумирования. В добывающей скважине стабилизация количества и состава газа наступила через 48 ч. На этом вакуумирование скважин прекратили и пустили их в эксплуатацию.

Технико-экономическая эффективность заключается в увеличении нефтеотдачи пласта по сравнению с известным способом. После проведения всего комплекса работ в обработанных скважинах произвели комплекс гидродинамических и геофизических исследований.

Эти исследования (расходомером, СТД) показали увеличение профиля приемистости по толщине пласта на 20% то есть охват пластов заводнением увеличился также на 20% А поскольку коэффициент нефтеотдачи есть произведение коэффициента охвата пластов заводнением на коэффициент вытеснения, то, условно считая коэффициент вытеснения постоянным только за счет увеличения коэффициента охвата пластов заводнением, увеличение нефтеотдачи составит около 20%

Предлагаемый способ разработки нефтяных залежей относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов. Задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи пластов. Способ осуществляется в следующей последовательности. На многопластовом нефтяном месторождении согласно проекта бурят нагнетательные и добывающие скважины. С помощью гидропрослушивания определяют наличие взаимовлияния между нагнетательными и добывающими скважинами и определяют источник резкого обводнения - нагнетательную скважину. Расчетным путем определяют объем пористого наполнителя, необходимого для закачки в нагнетательную скважину. В качестве жидкой основы используют гидрофобную жидкость или водный полимерный раствор с вязкостью большей, чем вязкость пластовой нефти. После обработки в нагнетательной скважине приступают к обработке интервалов водопритока в одноименных пакетах всех добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной. Технологические приемы аналогичны при обработке нагнетательной скважины. После проведения направленной кислотной обработки и последующей промывки скважин приступают к вакуумированию добывающих скважин. Применение способа позволит только за счет увеличения коэффициента охвата пластов заводнением достигнуть увеличения коэффициента на 20%. 4 з.п.ф-лы. 1 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий циклическую закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с периодической закачкой суспензии в нагнетательные скважины, имеющие гидродинамическую связь с высокообводненными добывающими скважинами, и с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин после резкого повышения обводненности продукции путем закачки гидрофобизующей суспензии, причем размеры пор пласта при давлении, равном давлению закачки суспензий, до прекращения приемистости пластов, отличающийся тем, что в качестве дисперсной фазы суспензий для обработки нагнетательных и добывающих скважин используют пористый упругоэластичный материал, а суспензию для нагнетательных скважин готовят на гидрофобной основе или на водном полимерном растворе с вязкостью большей, чем вязкость пластовой нефти, далее проводят направленную кислотную обработку в скважинах, а после выдержки и промывки их вакуумируют. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве пористого упругоэластичного материала используют, например, пенорезиновую крошку, пенополиуретановую крошку, пенополивинилхлоридную крошку, пенополиэтиленовую крошку и др. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что поры пористого упругоэластичного материала заполнены газом, увеличивающим нефтеотдачу пласта, например углекислым газом, азотом, метаном, этаном, природным газом и др. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислот используются кислоты, дающие водорастворимые соли с карбонатными компонентами скелета породы. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что вакуумирование нагнетательных и добывающих скважин проводят циклически одновременно.