СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к способу разработки нефтяной залежи, позволяющему извлекать нефть из предварительно заводненного коллектора при сложных геолого-тектонических условиях на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в поддержании пластового давления (ППД) путем закачки в пласт вытесняющего агента, определении на участке залежи отбора нефти, объема закачиваемого вытесняющего агента, отбора вытесняющего агента, времени наблюдения за процессом, определении эффективности процесса поддержания пластового давления и степени его воздействия на залежь, изменении технологии поддержания пластового давления [1].

Известно, что в начальной стадии разработки система ППД проектируется схематично и рассчитывается на обеспечение компенсации отбираемой из пласта жидкости и вытеснение нефти к добывающим скважинам. Сложно предусмотреть при первоначальном проектировании в системе ППД влияние на процесс фильтрации естественной неоднородности, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. На поздней стадии разработки на естественную неоднородность коллекторов накладывается еще и техногенная неоднородность, вызванная бессистемной работой ППД. Бессистемная работа ППД приводит к крайне неравномерному распределению давления воды в пласте. Это в свою очередь приводит к прорыву воды в добывающие скважины, образованию застойных и слабодренируемых зон, что в целом влияет на стратегию разработки и требует изменения технологии разработки.

С целью повышения охвата пластов заводнением и вытеснения остаточной нефти из заводненных зон, как правило, к воде добавляются различные агенты, в том числе полимеры, ПАВ, щелочи, углеводородный газ (CO₂), мицелярные растворы и другие химреагенты. Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазовое натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснении нефти агентами, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.

По оценкам Российских специалистов при заводнении пластов следует ожидать увеличение конечной нефтеотдачи, соответственно при использовании ПАВ - на 4-6%, при нагнетании водогазовых смесей - на 6-7%, серной кислоты и щелочей - на 5%, углекислого газа - на 15% и более.

Наиболее перспективным методом повышения нефтеотдачи, при различных системах заводнения пластов считается закачка в пласт оторочки CO₂. Особенно важно то, что закачку CO₂ можно эффективно применять в широком диапазоне геологических условий для извлечения как легких, так и тяжелых нефтей.

Анализ результатов исследований выявил ряд положительных эффектов, наблюдаемых при внедрении технологий, основанных на использовании CO₂.

Установлено, что:
при растворении в воде 5-10% CO₂ наблюдалось увеличение вязкости на 20-30%, уменьшение фактора подвижности в 2-3 раза;
при растворении в нефти CO₂ наблюдалось снижение вязкости нефти в 1,5- 2,5 раза;
при растворении в нефти CO₂ снижается межфазное натяжение на границе нефть - вода;
при растворении в нефти и воде углекислого газа происходит увеличение объема нефти (объемный эффект) и доотмыв остаточной нефти.

Вместе с тем были отмечены некоторые недостатки внедрения технологии закачки оторочки CO₂ с целью увеличения нефтеотдачи пластов, в том числе:
при незначительных изменениях термобарических условий, в том числе при остановках скважин, происходит уменьшение концентрации CO₂ в нефти, что влечет за собой коагуляцию и выпадение асфальтенов и смол в осадок. Это, в свою очередь, свидетельствует о преимущественной адсорбции на породе смолистых компонентов нефти, приводящей к образованию на твердой поверхности высоковязкой нефтяной пленки, не омываемой при обычном заводнении;
прорыв CO₂ в добывающие скважины;
коррозия нефтепромыслового оборудования;
проблемы транспортировки больших объемов углекислого газа;
отсутствие необходимой спецтехники и оборудования, обеспечивающего безопасное хранение и использование CO₂;
дороговизна технологии;
и, наконец, самое главное - отсутствие во многих нефтедобывающих районах CO₂ в достаточных объемах для внедрения в нефтедобыче.

Целью изобретения является увеличение эффективности системы поддержания пластового давления и, соответственно, нефтеотдачи пластов. Кроме того, cоздание такой технологии с использованием CO₂, которая сохранила бы все положительные эффекты, а с другой стороны предотвратила бы негативные последствия предшествующих технологий.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем поддержание пластового давления путем закачки в пласт вытесняющего агента, определение на участке залежи отбора нефти, объема закачиваемого вытесняющего агента, времени наблюдения за процессом, определение эффективности процесса поддержания пластового давления и степень его воздействия на залежь, изменение технологии ППД, в качестве вытесняющего агента в изменяемой технологии ППД используют генерируемую в пласте оторочку CO₂, проталкиваемую по пласту водой, при этом оторочку CO₂ создают в пласте путем последовательной закачки в пласт средней соли угольной кислоты с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) (0,5-1 мас.%) и водорастворимого полимера акрилового ряда (0,05- 0,2 мас.%) и кислотного раствора.

Кроме того, в качестве показателя, характеризующего эффективность ППД и степень его воздействия на залежь, определяют показатель Херста и изменение технологии поддержания пластового давления производят при значении показателя менее 0,5. Закачку средней соли угольной кислоты с добавками ПАВ и полимера, и кислотного раствора производят попеременно, и перед закачкой кислотного раствора закачивают пресную воду.

Предлагаемая технология предусматривает образование CO₂ в пластовых условиях в результате реакции закаченных в пласт специальных водных растворов химреагентов.

В пласт последовательно закачиваются газообразующий раствор и кислотный раствор. Газообразующий раствор представляет собой водный раствор средней соли угольной кислоты с добавками ПАВ (0,5-1 мас.%) и полимера (0,05-0,2 мас. %), массовую концентрацию соли угольной кислоты определяют на основе концентрации кислоты в кислотном растворе из стехиометрических соотношений. Закачиваемые газообразующий и кислотный растворы являются ньютоновскими жидкостями, что способствует проникновению их в первую очередь в высокопроницаемый пропласток, где в результате химической реакции между ними происходит образование углекислого газа. Полимер, добавляемый в водный раствор соли угольной кислоты, позволяет выровнять фронт закачки, значительно сократить смешение ее с пластовой жидкостью, служит пенообразователем на этапе блокирования высокопроницаемого интервала, а на этапе проникновения в низкопроницаемые пропластки проявляет вязкоупругие свойства.

С другой стороны, микрозародышевые пузырьковые системы, образованные при экзотермической реакции, обладают аномальными реологическими свойствами, которые при прочих равных условиях позволяют повысить эффективность заводнения в 1,2-1,3 раза и дополнительно увеличить конечную нефтеотдачу пластов на 3-5% по сравнению с другими технологиями заводнения.

Аномальное состояние системы определяется объемной долей газовых зародышей в смеси и возникает при давлении в 1,2-2,0 раза больше давления насыщения системы при данном газосодержании и температуре.

Кроме того, добавка ПАВ способствует гидрофобизации перового пространства в процессе фильтрации раствора в предпереходном фазовом состоянии по пласту и, как следствие, к увеличению его вязкоупругих неравновесных свойств.

Образованная таким образом оторочка вспененной газожидкостной системы в высокопроницаемых и промытых участках создает значительное дополнительное сопротивление потоку закачиваемой вслед воде. Здесь большая часть полученного газа CO₂ направляется для создания барьера для обводненных зон. Часть CO₂, растворившаяся в нефти, создает объемный эффект и обеспечивает отмыв остаточной нефти. Причем при определенных термобарических условиях углекислый газ, генерированный непосредственно в пласте, может смешиваться с нефтью в неограниченных пропорциях. Доля CO₂, растворенная в воде, увеличивая вязкость воды, способствует выравниванию фронта вытеснения и увеличению охвата пласта.

Таким образом, впервые появилась возможность предотвратить вышеуказанные негативные последствия и недостатки известного метода закачки CO₂ в пласты, сохранив его положительные свойства и эффективность. Причем применение оторочки псевдокипящей газожидкостной системы (ОГПС) несравненно дешевле имеющихся модификаций технологии закачки CO₂, т.к. используемый CO₂ создается непосредственно в пластовых условиях.

Соблюдение условия полного насыщения двуокиси углерода в создаваемой оторочке обеспечивает однофазность и неравновесность получаемой оторочки, что значительно повышает эффективность предлагаемого способа в отличие от существующих методов, в которых при пересыщении двуокисью углерода имеет место двухфазность оторочки, как следствие, опережающая прорыв газа к добывающим скважинам, а при недонасыщении двуокисью углерода свойства оторочки практически не отличаются от свойств воды.

Подготовка и проведение промысловых испытаний.

Подготовка к проведению технологической операции включает выполнение следующих основных мероприятий:
системный анализ состояния и прогноз эффективности заменяемой технологии заводнения по участкам закачки (кустам нагнетательных скважин, блокам, элементам);
системный анализ в целом эффективности системы поддержания пластового давления (ППД);
проведение в выбранных нагнетательных скважинах комплекса геофизических и промысловых исследований по определению технического состояния колонны нагнетательной скважины, спуск лифтовых труб, очистка скважин от песка и определение профилей водопоглощения методами стандартной дебитометрии;
оборудование устья нагнетательных скважин для закачки композитных систем и кислотного раствора;
приготовление композитной системы в емкостях ЦА-320;
приготовление раствора соляной кислоты в кислотнике.

Исполнительная часть заключается в следующем:
продавка композитного состава в скважину через агрегат;
последующая закачка раствора соляной кислоты;
дальнейшее нагнетание воды в пласт.

Скорость закачки регулируется с целью регулирования фазового состояния образовавшейся газожидкостной системы.

Для реализации способа в промысловых условиях используют действующие на залежи системы заводнения (водопроводы, насосы и т.д.). Рабочие растворы готовят непосредственно перед закачкой. Необходимые концентрации и объемы закачиваемых порций реагентов устанавливаются исходя из необходимого объема оторочки, величины пластового давления и температуры. При необходимости для исключения смешения реагентов в стволе скважины между ними закачивается порция пресной воды в объеме скважины или насосно-компрессорных труб.

При необходимости закачку солевого раствора с добавками и кислотного раствора производят попеременно.

В качестве водорастворимого полимера акрилового ряда может быть использован, например, полиакриламид, полиакрилнитрил (ПАН), Иономер ВО-65.

В качестве ПАВ могут быть использованы катионоактивные ПАВ, ионогенные ПАВ, неоногенные ПАВ. Предпочтительно использовать катионоактивные ПАВ, так как они не только активные гидрофобизаторы, но и ингибиторы коррозии.

Пример осуществления способа.

На анализируемом участке залежи, которая разрабатывается путем поддержания пластового давления заводнением, определяют отбор нефти, объем закачиваемой воды, отбор закачиваемой воды, отбор жидкости, время наблюдения.

Определяют показатель Херста по формуле:
R/S = (a•t)^H,
где R - накопленный размах, м³;
S - стандартное отклонение, м³;
t - время наблюдения за процессом, с;
H - показатель Херста.

Полученное значение показателей Херста за весь период разработки и по отдельным периодам представлено в табл. 1.

Анализ данных позволяет сделать вывод о том, что чаще всего пластовая система по всем показателям разработки имеет персистентный характер, показатель Херста H>0,5 за исключением параметра "закачка воды" и "закачка-отбор воды" за период с 06.93 по 12.98 гг." когда H<0,5.

Это говорит о том, что "мобильная" вода, находящаяся в пласте, не выполняет требуемой полезной работы по поддержанию пластового давления.

Карта дренируемости свидетельствует также о наличии большого количества застойных и слабодренируемых зон. Следовательно, есть необходимость внести изменения в режим поддержания пластового давления.

Для этого в пласт через нагнетательные скважины последовательно закачали 10%-ный водный раствор кальцинированной соды с добавками 1% ПАВа (сульфанол или любой другой ПАВ) и 0,1% полиакриламида в объеме 18 м³, 12 м³ 10%-ного водного раствора соляной кислоты и 5 м³ воды при давлении 6,5 МПа. Скважина выдерживалась на реагирование в течение 5 ч. Затем осуществлялась продавка оторочки водой через линию ППД в течение 1,5 ч. Результаты приведены в табл. 2.

Как видно из табличных данных, отбор нефти по реагирующим эксплуатационным скважинам в начальный период увеличился в среднем почти в 2 раза.

В другом случае в пласт через нагнетательные скважины закачали последовательно 10%-ный водный раствор кальцинированной соды с добавками 1% ПАВа (сульфанол) и 0,1% полиакриламида в объеме 18 м³, 12 м³ 10%-ного водного раствора соляной кислоты и 5 м³ воды при давлении 6,5 МПа.

Эта операция повторена путем закачки аналогичных объемов реагентов, при этом давление закачки к концу этапа составляет 8,5 МПа.

Скважина выдерживалась на реагирование в течение 5 ч. Затем осуществлялась продавка оторочки водой через линию ППД в течение 1,5 ч. Затем в пласт закачивалась очередная порция композиции - 10%-ного водного раствора кальцинированной соды в объеме 15 м³ с добавками сульфанола и полиакриламида в вышеуказанных концентрациях. Закачка производилась при давлении 7,5 МПа.

На заключительном этапе осуществлялась закачка 5 м³ воды при давлении 9,0 МПа. Скважина оставлялась на 20 мин для реагирования закаченных реагентов. Затем осуществлялась продавка оторочки водой.

В результате отбор нефти по реагирующим эксплуатационным скважинам увеличился от 10 до 100%.

Таким образом, подтверждена эффективность системы поддержания пластового давления за счет создания оторочки для заданных забойных и пластовых условий, микрозародышевого газосодержания, а также циклической закачкой. В результате полученный однофазный раствор более равномерно поступает в высоко- и низкопроницаемые пропластки, увеличивая охват обработки по толщине и глубине необходимый размер оторочки CO₂, ее фазовое состояние, скорость закачки легко контролируются и управляются.

Источники информации
1. Мирзаджанзаде А. X., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче. -М.:, Наука, 1997, с. 175-177.

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к способу разработки нефтяной залежи, и позволяет увеличить эффективность системы поддержания пластового давления и соответственно нефтеотдачи пластов в способе разработки нефтяной залежи. Сущность изобретения: по способу поддерживают пластовое давление путем закачки в пласт вытесняющего агента. Определяют на участке залежи отбор нефти, объем закачиваемого вытесняющего агента, время наблюдения за процессом. Определяют эффективность процесса поддержания пластового давления (ППД) и степень его воздействия на залежь. Изменяют технологию ППД. В качестве вытесняющего агента в изменяемой технологии ППД используют генерируемую в пласте оторочку CO₂, проталкиваемую по пласту водой, при этом оторочку CO₂ создают в пласте путем последовательной закачки в пласт водного раствора средней соли угольной кислоты с добавкой 0,5-1 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ), 0,05-0,2 мас.% водорастворимого полимера акрилового ряда и кислотного раствора. В качестве показателя, характеризующего эффективность ППД и степень его воздействия на залежь, определяют показатель Херста. Изменение технологии поддержания пластового давления производят при значении показателя менее 0,5. 2 з.п.ф-лы, 2 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий поддержание пластового давления путем закачки в пласт вытесняющего агента, определение на участке залежи отбора нефти, объема закачиваемого вытесняющего агента, времени наблюдения за процессом, определение эффективности процесса поддержания пластового давления и степень его воздействия на залежь, изменение технологии поддержания пластового давления, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента в изменяемой технологии используют генерируемую в пласте оторочку углекислого газа, проталкиваемую по пласту водой, при этом оторочку углекислого газа создают путем последовательной закачки в пласт водного раствора средней соли угольной кислоты с добавками 0,5-1 мас.% поверхностно-активного вещества, 0,05-0,2 мас.% водорастворимого полимера акрилового ряда и кислотного раствора, а в качестве показателя, характеризующего эффективность процесса поддержания пластового давления и степень его воздействия на залежь, определяют показатель Херста и изменение технологии поддержания пластового давления производят при значении показателя менее 0,5. 2. Способ по п.2, отличающийся тем, что закачку водного раствора средней соли угольной кислоты с добавками и кислотного раствора производят попеременно. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что перед закачкой кислотного раствора в пласт закачивают пресную воду.