СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННОГО ТИПА Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 E21B43/22 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может найти применение при разработке карбонатных пластов с субвертикальными трещинами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, предусматривающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие пластов, массовые кислотные обработки скважин и заводнение пластов [1]
Недостатком этого способа является то, что в условиях трещиноватых коллекторов закачиваемые флюиды фильтруются только по высокопроводящим каналам пласта.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ, описанный в [2]
Согласно этому способу месторождение:
-разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных скважин и их вводят в эксплуатацию;
-проводят добычу нефти до снижения пластового давления до величины 5-6 МПа;
-закачивают в нагнетательные скважины рабочий агент, в качестве которого используют оторочки раствора соляной кислоты с последующей закачкой вытесняющей жидкости.

Для выравнивания фронта вытеснения закачивают полимерные системы.

Существенным недостатком этого способа является то, что закачанный полимерный раствор, непрерывно рассредотачиваясь между блоками трещинноватого коллектора, "запечатывает" отдельные блоки, преимущественно низкопроницаемые, что затрудняет фильтрацию нефти из последних. Это снижает охват пластов заводнением и нефтеизвлечение из них.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пластов заводнением.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины при определенных значениях пластового давления, циклическую закачку вытесняющего агента, нагнетание кислотного раствора между циклами закачки вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения закачкой полимерного раствора.

Новым является то, что после начала обводнения добывающих скважин, вслед за оторочкой кислотного раствора закачивают оторочку полимерного раствора при давлениях, превышающих давление раскрытия вертикальных трещин.

На фиг. 1 представлен участок карбонатного коллектора трещинного типа, пробуренный добывающей и нагнетательной скважинами; на фиг. 2 то же, что и на фиг. 1: процесс закачки полимерного раствора в нагнетательную скважину 1 при давлениях закачки, превышающих давление раскрытия вертикальных трещин; на фиг. 3 то же, что и на фиг. 1: процесс отбора нефти и закачки после нагнетания полимерного раствора.

Заявляемый способ осуществляют в следующий последовательности.

Месторождение, представленное карбонатным коллектором трещинного типа, разбуривают сеткой нагнетательных 1 и добывающих 2 скважин, осуществляют его обустройство и скважины вводят в эксплуатацию.

Производят отбор продукции из скважин. При снижении пластового давления до 5-6 МПа скважину переводят под циклическую закачку вытесняющего агента. Производят первый цикл закачки агента.

После чего в скважину N 1 закачивают раствор соляной кислоты и воду (фиг.1)
В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов, производят замеры дебитов скважин. Замеряют пластовую температуру и давление. Определяют давление раскрытия трещин.

По мере отбора продукции пластовое давление снижается до величины, соответствующей выделению свободного газа в результате реакции кислоты с породой. Вертикальные трещины, разомкнуые при первоначальном пластовом давлении, смыкаются после отбора определенного количества жидкости и снижения давления в пласте.

Реакция взаимодействия соляной кислоты с основными разностями карбонатного коллектора выглядит следующим образом:
CaCO₃+2HCl CaCl₂ + H₂O + CO₂
CaMg(CO₃)₂ + 4HCl CaCl₂ + MgCl₂+2H₂O+2CO₂
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами CaCl₂, MgCl₂ являются растворимыми в воде, а выделившийся газ CO₂ находится в газообразном состоянии при определенных значениях пластового давления и температуры.

Необходимое количество соляной кислоты рассчитывается с учетом концентрации используемой кислоты и объема необходимой газовой оторочки для вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта.

При эксплуатации залежи пластовое давление в ней поддерживают такой величины, при котором CO₂ находится в газообразном состоянии.

Для определения этих значений проводят исследования по определению фазового состояния двуокиси углерода в зависимости от давления и температуры, т.е. для пластовых условий.

После закачки инъекций соляной кислоты расчетного объема циклически закачивают воду, компенсируя отбор продукции из добывающих скважин. Известно, что схема циклирования выбирается в зависимости от конкретных геолого-физических условий объекта системы заводнения и стадии разработки.

Из-за меньших фильтрационных сопротивлений пластовой системы соляная кислота и вода в первую очередь вытесняет нефть из трещин и высокопроницаемой части коллектора.

После закачки инъекций соляной кислоты и воды приступают к закачке следующих порций соляной кислоты.

При закачке инъекций используют растворы соляной кислоты 10-25%-ной концентрации. Удельный вес растворов такой концентрации изменяется от 1050 до 1120 кг/м³. При взаимодействии 1 т соляной кислоты 10-25%-ной концентрации с карбонатами породы выделяется 61-153 кг двуокиси углерода, тепло, воздействие которого улучшает проницаемость и пористость породы. Образующаяся углекислота понижает вязкость и поверхностное натяжение нефти, что является благоприятными факторами по вытеснению нефти из пластов.

При закачке соляной кислоты в результате реакции ее с породой трещин выделившийся газ занимает кровельную часть трещин и пласта.

Газообразование в пласте при взаимодействии кислоты с породой без понижения пластового давления возможно и при повышении температуры.

Если не закупоривать трещины, то рабочие агенты будут продвигаться к добывающим скважинам без совершения полезной работы.

Поэтому после воздействия кислотным раствором на все блоки карбонатного коллектора, включая и низкопроницаемые, а это произойдет при подходе вытесняющего агента до добывающих скважин, производится закачка полимерного раствора.

Начало обводнения добывающих скважин является сигналом вытеснения нефти из трещин и обработки блоков кислотой. Соляная кислота должна прореагировать с породой и нейтрализоваться.

Закачиваемый полимерный состав должен обладать большой связывающей, смачивающей и адгезионной способностью. Состав должен обладать регулируемыми свойствами и переходить в стабильный гидрогель в пластовых условиях.

Для изоляции субвертикальных трещин пор всему профилю концентрацию полимерного раствора подбирают таким образом, чтобы удельный вес был меньше удельного веса закачиваемой и пластовой воды. Полимерный раствор занимает весь разрез трещин и не позволяет прорываться газу и флюидам к добывающим скважинам.

Рассматриваемым условиям отвечают водные растворы эфиров целлюлозы или сшитые полимерные составы (полиакриламид + ацетат хрома и др.)
Известно, что фильтрационные свойства карбонатных коллекторов в большой степени обусловлены наличием трещиноватости. Вертикальные трещины удерживаются в открытом состоянии, когда пластовое давление жидкости, заполняющей поры и трещины коллектора, превышает боковое давление.

Для раскрытия трещин в пласте величина давления на забое нагнетательных скважин должна превышать боковое горное давление, величина бокового горного давления определяется экспериментальным или расчетным путем и зависит от глубины залежи, типа и состояния коллектора.

Закачка полимерного раствора производится при давлении на забое нагнетательных скважин, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин. Полимерный раствор проталкивается вытесняющим агентом на необходимое расстояние от нагнетательной скважины. Полимерный раствор образует на основных флюидопроводящих каналах в определенном месте "пробки". Местоположение "пробки" регулируется в пространстве и во времени. За счет деструкции, продавки до добывающей скважины, закачки дестабилизатора полимерного раствора (например кислоты, хлорной извести) это "пробка" может быть устранена.

Необходимое расстояние установки "пробки" зависит от многих факторов. В начальной стадии эксплуатация месторождения "пробка" может быть установлена на расстоянии 1/3 расстояния от нагнетательной скважины проектной сетки скважин. При значительной обводненности добываемой продукции добывающих скважин "пробка" проталкивается за середину расстояния между скважинами. Регулируя давлением нагнетания "пробка" может устанавливаться на требуемое расстояние. После снятия давления в пласте "пробка" находится в устойчивом состоянии в определенном месте и за счет хорошей адгезионной способности блокирует высокопроводящие каналы. Неоднородность эксплуатационного объекта снижается. При снижении послойной и зональной неоднородности коэффициент охвата пластов как воздействием, так и заводнением возрастает. Для эффективного использования рабочего агента при их прорывах добывающие скважины временно останавливают во время закачки реагентов.

Пример конкретного выполнения. Участок залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинного типа (фиг.1)разбурен одной нагнетательной 1 и одной добывающей 2 скважинами. Расстояние между скважинами составляет 400 м. Скважины бурением вскрыли карбонатный пласт на глубине 1200 м с нефтенащенной толщиной 15 м. Балансовые запасы, подсчитанные объемным методом, составляют 145 тыс.т. По данным исследования скважин пласт трещиноватый. Давление раскрытия вертикальных трещин составляет 60-80% горного давления. На устье нагнетательных скважин при закачке вытесняющего агента с удельным весом 1000 кг/м³ необходимо создать давление закачки (7,4-13,9) МПа, чтобы вертикальные трещины различного вида были раскрыты. Известно,что при меньших давлениях закачки раскрываются трещины в более проницаемых частях пласта. С повышением давления закачки начинают раскрываться трещины в менее проницаемых частях пласта и в более удаленных зонах высокопроницаемой части пласта.

Для повышения коэффициента нефтеизвлечения в нагнетательную скважину 1 циклически закачали 2000 т соляной кислоты.

После ввода скважины 2 в эксплуатацию, отбора нефти около 4% от начальных балансовых запасов и осуществления двух циклов закачки соляной кислоты закачиваемая ввода появилась в добывающей скважине. Наблюдалась повышенная скорость нарастания обводненности.

Для ограничения поступления воды с одновременным увеличением охвата блоков воздействием в нагнетательную скважину произвели закачку полимерного раствора. Полимерный раствор в объеме 1000 м³ 0,5%-ной концентрации, имеющий удельный вес 950 кг/м³, закачали при давлении закачки 13,0 МПа и продавили закачиваемой водой удельного веса 1000 кг/м³ на расстояние 200 м (фиг.2) от скважины (рассчитывается по средней скорости фильтрации флюидов в трещинах). После закачки скважины пустили в эксплуатацию (фиг.3).

Нефтесодержание в продукции скважины N 2 увеличилось, замедлилась скорость нарастания обводненности.

Расчеты показали, расчетная послойная неоднородность уменьшилась на 3 единицы, охват пластов воздействием увеличился с 60 до 67% что позволило повысить коэффициент нефтеизвлечения на 7% (см. таблицу).

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может использоваться при разработке карбонатных пластов с субвертикальными трещинами. Способ предусматривает бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины при определенных значениях пластового давления, циклическую закачку вытесняющего агента, нагнетание кислородного раствора между циклами закачки вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения закачкой полимерного раствора. Новым является то, что после начала обводнения добывающих скважин вслед за оторочкой кислотного раствора закачивают оторочку полимерного раствора при давлениях, превышающих давление раскрытия вертикальных трещин. Образующаяся при закачке соляной кислоты углекислота понижает вязкость и поверхностное натяжение нефти, а загущение растворов полимерными системами приводит к выравниванию фронта вытеснения и охват пласта воздействием возрастает. 1 табл.,3 ил.

Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины при определенных значениях пластового давления, циклическую закачку вытесняющего агента, нагнетание кислотного раствора между циклами закачки вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения закачкой полимерного раствора, отличающийся тем, что после начала обводнения добывающих скважин вслед за оторочкой кислотного раствора закачивают оторочку полимерного раствора при давлениях, превышающих давление раскрытия вертикальных трещин.