СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к разработкe нефтяных месторождений и может быть использовано для повышения продуктивности нефтяных скважин при их освоении и последующей промышленной эксплуатации.

Известны способы разработки нефтяных залежей, включающие бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, их перфорацию на уровне продуктивного пласта, освоение эксплуатационных скважин путем проведения комплекса работ по вызову притока пластового флюида, исследование их на различных режимах с отбором устьевых и глубинных проб для подсчета запасов с учетом установленного газонефтяного отношения и параметров нефти, полученных как в пластовых, так и поверхностных условиях, и добычу нефти с одновременной закачкой в пласт через нагнетательные скважины различных вытесняющих агентов с целью вытеснения пластовой нефти через поровое пространство горных пород - коллекторов нефти и газа к эксплуатационным скважинам и поддержания при этом пластового давления выше давления насыщения нефти газом [1,2].

Известно также применение гидрофобных кислотных эмульсий для воздействия на пласт с целью повышения производительности скважин, в которых непрерывная углеводородная среда (дизтопливо, керосин, нефть) содержит в качестве дисперсной фазы водные растворы и смеси различных свободных кислот (соляной, фтористоводородной, уксусной) [3].

Однако наличие в залежи низкопроницаемых коллекторов обусловливает значительные депрессии давления в призабойной зоне пласта (ПЗП), что приводит к разгазированию пластовой нефти в этой зоне, возникновению двухфазной фильтрации и как следствие - резкому сокращению продуктивности нефтяных скважин при их освоении и последующей эксплуатации. Воздействие же на ПЗП свободными кислотами и их смесями сопряжено с низкой эффективностью, обусловленной кратковременным и локальным взаимодействием с породой-коллектором, повышенным износом скважинного оборудования, а также с повышенной опасностью для персонала.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по назначению и совокупности существенных признаков является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение эксплуатационной и нагнетательной скважин с вертикальным или горизонтальным стволом в продуктивной части разреза, установку пакера, изолирующего межколонное пространство от добываемой нефти, перфорацию и освоение скважины путем проведения комплекса работ по вызову притока пластового флюида и очистке ПЗП, исследование эксплуатационной скважины с отбором глубинных проб и ее эксплуатацию с одновременной закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины с целью продвижения пластовой нефти по пoровому пространству породы-коллектора и поддержания пластового давления выше давления насыщения нефти газом [3].

Однако в призабойной зоне эксплуатационной скважины неизбежно образуется так называемая воронка депрессии давления, обусловленная фильтрационным сопротивлением породы-коллектора нефти и газа, что приводит к началу разгазирования пластовой нефти еще при подходе к забою скважины и ее двухфазной фильтрации. Из-за нарушения исходного состава в результате газовыделения и термодинамического равновесия пластовой системы происходят увеличение вязкости нефти и выпадение из нее асфальтосмолистых веществ и парафина, что резко снижает продуктивность скважины, особенно при низкой проницаемости породы- коллектора.

Решаемая заявляемым изобретением задача - повышение продуктивности скважины посредством того, что в процессе эксплуатации в призабойной зоне скважины снижают давлениe насыщения пластовой нефти и исключают ее двухфазную фильтрацию за счет поддержания повышенной по сравнению с первоначальной концентрации жидких углеводородов "пентаны+высшие" при их периодической или постоянной закачке.

Для решения поставленной задачи при осуществлении предлагаемого способа разработки нефтяной залежи, включающего бурение эксплуатационной скважины с вертикальным или горизонтальным стволом в продуктивной части разреза, установку пакера, изолирующего межколонное пространство от добываемой нефти, перфорацию и освоение скважины путем проведения работ по вызову притока пластового флюида и очистке призабойной зоны пласта, исследование скважины и ее эксплуатацию, в процессе эксплуатации в призабойной зоне поддерживают повышенную по сравнению с первоначальной концентрацию жидких углеводородов "пентаны+высшие" путем их периодической или постоянной закачки в пласт, причем периодическую закачку осуществляют в составе гидрофобной микроэмульсии, содержащей 0,1-0,4 частей водной кислотообразующей фазы, диспергированной соответственно в 0,6-0,9 частях углеводородов, при постоянной закачке жидких углеводородов "пентаны+высшие" в процессе эксплуатации скважины с вертикальным стволом предварительно формируют ниже кровли продуктивной части разреза непроницаемый зонт путем задавки в пласт затвердевающей композиционной смолы, и закачку углеводородов осуществляют из межколонного пространства поверх зонта через перфорационные отверстия между зонтом и кровлей продуктивного пласта, а в процессе эксплуатации скважины с горизонтальным стволом предварительно бурят выше пакера вспомогательный ствол вокруг горизонтальной части скважины, и закачку углеводородов осуществляют из межколонного пространства через вспомогательный ствол.

Технический результат, получаемый при осуществлении способа:
поддержание повышенной по сравнению с первоначальной концентрации жидких углеводородов "пентаны+высшие" путем их периодической или постоянной закачки в пласт приводит к искусственному снижению давления насыщения нефти и как следствие предотвращению разгазирования нефти и ее двухфазной фильтрации, несмотря на образование депрессионной воронки в ПЗП, а это в свою очередь снижает вязкость нефти и исключает выпадение асфальтосмолистых веществ и парафина;
в случае технической целесообразности закачки жидких углеводородов в пласт в периодическом режиме их подача в составе гидрофобной кислотообразующей эмульсии, содержащей в качестве тонкодисперсной водной фазы растворы двух компонентов, способных лишь после старения и разрушения эмульсии в пластовых условиях реагировать между собой с образованием кислоты, взаимодействующей в свою очередь с породой-коллектором с образованием новых микропор, позволяет достичь более глубокого охвата пласта воздействием кислоты и доставить углеводороды на большую глубину, при этом последние продолжительное время удерживаются во вновь созданных при реакции кислоты микропорах, что исключает возникновение эффекта их "поршневого вытеснения" при последующей добыче нефти;
постоянная закачка жидких углеводородов "пентаны+высшие" при эксплуатации скважины с вертикальным стволом из межколонного прострaнства поверх непроницаемого зонта, предварительно сформированного ниже кровли продуктивной части разреза путем задавки в пласт затвердевающей композиционной смолы, и постоянная закачка жидких углеводородов "пентаны+высшие" при эксплуатации скважины с горизонтальным стволом через один или несколько вспомогательных стволов, забуренных вокруг горизонтальной части скважины выше пакера над кровлей продуктивной части разреза, позволяют резко увеличить охват и глубину воздействия закачиваемых углеводородов на пласт.

Экспериментальным изучением глубинных проб нефти месторождений Оренбургской области и Cеверного Казахстана на установке высокого давления, оборудованной бомбой PVT для имитации термобарических условий пласта, авторами однозначно установлена возможность искусственного снижения давления насыщения Ps пластовой нефти путем ее обогащения жидкими углеводородами "пентаны+высшие" (УВ C5+). Согласно результатам, полученным при исследовании глубинной пробы пластовой нефти из скважины N 29-2 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, в результате повышения фактической концентрации УВ C5+ в пластовой системе от 86,3 до 91,4 мас.% (т.е. на 5,1%) давление насыщения Ps понизилось от 13,7 до 7,0 МПа, т.е. каждый процент искусственного обогащения пластовой нефти жидкими УВ C5+ привел к снижению Ps на 1,31 МПа.

Способ осуществляют следующим образом. На нефтяную залежь бурят эксплуатационную скважину с вертикальным или горизонтальным стволом в продуктивной части разреза и обустраивают ее с учетом конкретных горно-геологических условий и характера добываемых углеводородов в соответствии с проектной конструкцией, включающей и колонну насосно-компрессорных труб с пакером, изолирующим межколонное пространство от агрессивных кислых компонентов (сероводорода, двуокиси углерода) добываемой нефти. После перфорации и освоения скважины путем проведения комплекса работ по вызову притока пластового флюида и полной очистки забоя от остатков глинистого раствора и жидкости глушения проводят исследование скважины на различных режимах с регистрацией соответствующих дебитов нефти и газа, с одновременным отбором глубинной пробы пластовой нефти для экспериментального определения давления насыщения Ps, состава пластовой нефти (с указанием массовой доли углеводородов УВ C5+) и других подсчетных параметров в условиях залегания в пласте согласно ОСТу 39-112-80 с целью подсчета запасов и последующего контроля разработки нефтяной залежи. В случае низких дебитов нефти для повышения производительности скважины в процессе ее эксплуатации в призабойной зоне поддерживают повышенную по сравнению с первоначальной концентрацию УВ C5+ путем их периодической или постоянной закачки в пласт. Режим закачки в ПЗП УВ C5+ (периодический или постоянный) с целью стимуляции низкопродуктивных скважин определяется самим нефтедобывающим предприятием в соответствии с его технико-экономическими возможностями.

Периодическую закачку в пласт УВ C5+ осуществляют в составе гидрофобной микроэмульсии, содержащей 0,1-0,4 частей водной кислотообразующей фазы, диспергированной соответственно в 0,6-0,9 частях углеводородной среды. Применение этой микроэмульсии основано не на сохранении, а на естественном процессе ее старения и разложения в пластовых условиях с выделением свободной кислоты, реагирующей с породой-коллектором. Водная фаза гидрофобной микроэмульсии представляет собой весьма тонкую (соразмерную со сквозными микротрещинами и микропорами пласта) дисперсию взаимно изолированных чередующихся глобул с растворенными компонентами A и B, способными после истечения "времени жизни" и ее разрушения реагировать при взаимном контакте с образованием кислоты K.

На фиг. 1 представлена технология получения гидрофобной микроэмульсии. На стадии I в среде жидких УВ C5+ при нагревании до 50-60^oC растворяют специально подобранный эмульгатор - кубовые остатки производства синтетических жирных кислот СЖК, фракция C20 и выше. Далее охлажденный углеводородный раствор эмульгатора делят на 2 части. На стадии II в первой части полученного углеводородного раствора СЖК эмульгируют в качестве компонента A водный 25%-ный раствор хлористого аммония, а во второй части в качестве компонента B - технический формалин, и после стабилизации полученных гидрофобных эмульсий 1 и 2 кальциевыми или натриевыми мылами СЖК получают, таким образом, весьма устойчивые системы, "время жизни" которых может регулироваться от нескольких суток до 1 месяца в зависимости от концентрации эмульгатора, состава водной фазы и степени ее дисперсности. На стадии III непосредственно перед обработкой скважины эмульсии 1 и 2, хранящиеся в отдельных емкостях, смешивают и получают сложную микроэмульсию с чередующимися глобулами компонентов A и B. "Время жизни" этой готовой кислотообразующей микроэмульсии достигает 4-24 ч (что вполне достаточно для ее глубокой закачки в ПЗП) и регулируется рецептурой. На стадии IV после закачки в пласт и разрушения микроэмульсии глобулы водной фазы деблокируются, и компоненты A и B химически реагируют между собой с образованием соляной кислоты K. На стадии V соляная кислота взаимодействует с карбонатами пористо-трещиноватого коллектора, и во вновь созданных тупиковых порах защемляется освободившийся из микроэмульсии углеводородный конденсат. Для создания новых "тупиковых" пор в горных породах, сложенных не только карбонатами, но и песчаниками, при приготовлении микроэмульсии в качестве компонента A целесообразно использовать не чистый хлористый аммоний, а его смесь со фторидами аммония, так как последние способны реагировать с компонентом B с выделением фтористоводородной кислоты, разрушающей и двуокись кремния.

При обычной закачке различных реагентов в пористо-трещиноватый коллектор основная трудность сопряжена с эффектом "поршневого вытеснения", когда закачиваемый реагент подобно поршню следует по капиллярам ПЗП за оттесняемым пластовым флюидом, а после пуска скважины вытесняется этим же флюидом назад. Кроме того, при низкой проницаемости (следовательно, и приемистости) породы-коллектора невозможен глубокий охват ПЗП воздействием закачиваемого реагента, в том числе и свободной кислоты из-за ее кратковременного и локального взаимодействия с породой. Поэтому применение для доставки в пласт УВ C5+ гидрофобной микроэмульсии, содержащей в качестве тонкодисперсной водной фазы растворы двух компонентов, способных лишь после старения и разрушения эмульсии в пластовых условиях реагировать между собой с образованием кислоты, позволяет осуществлять более глубокий охват ПЗП. По истечении "времени жизни" закачиваемой в ПЗП кислотообразующей гидрофобной эмульсии химическая реакция выделившейся свободной кислоты с породой-коллектором приведет не только к расширению уже существующих "проходных" (т.е. сквозных) микропор и микротрещин (по которым к скважине и притекает нефть), но и образованию множества новых "тупиковых" микропор, сообщающихся с этими проходными каналами и трещинами. Таким образом, основная часть жидких углеводородов C5+, доставленных глубоко в ПЗП в составе гидрофобной кислотообразующей эмульсии, после ее распада и реакции образовавшейся кислоты с породой-коллектором заполнит вновь образованные тупиковые микропоры, и после пуска скважины в работу продолжительное время воздействует на притекающую нефть, снижая ее вязкость и давление насыщения при однофазной фильтрации через низкопроницаемую пористую среду. Другая же часть УВ C5+, освободившихся из эмульсии в "проходных" микроканалах и микротрещинах, при последующем поршневом вытеснении назад притекающей из пласта нефтью отмывает ПЗП от накопившихся асфальтосмолистых веществ и парафина, что дополнительно стимулирует приток пластовой нефти. При непрерывной закачке жидких углеводородов C5+ подаваемый в нефтяную скважину конденсат не теряется, а после повышения их концентрации в ПЗП до заданного уровня, например от 85 до 90 мас.%, входит в круговую циркуляцию ПЗП - скважина - УПН (установка подготовки нефти), где снова улавливается вместе с отсепарированной нефтью и отбитым из жирного газа конденсатом.

Преимущества глубокого воздействия гидрофобной кислотообразующей эмульсии на продуктивный пласт особенно проявляются при его обводнении, когда обычные кислотные обработки приводят лишь к увеличению попутно добываемой воды.

На фиг. 2 приведена схема постоянной закачки УВ C5+ в призабойную зону скважин с вертикальным стволом. Ингибированный стабильный конденсат подают на устье скважины в межтрубное пространство 1 между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной и продавливают в ПЗП под кровлей 2 продуктивного пласта через зону перфорации 3 над пакером 4, огибая искусственно созданный непроницаемый зонт 5 из затвердевшей смолы. Этот зонт формируют в пласте предварительно путем задавки затвердевающей композиционной смолы через узкую зону перфорационных отверстий над самым пакером 4, установленным несколько ниже кровли 2 продуктивного горизонта, а затем достреливают короткий участок колонны между полученным непроницаемым зонтом и кровлей пласта. Поскольку этот небольшой участок эксплуатационной колонны постоянно омывается как изнутри, так и снаружи только ингибированным конденсатом, в данном случае установка пакера несколько ниже кровли продуктивного горизонта не опасна в плане агрессивного воздействия пластовой нефти на эксплуатационную колонну.

На фиг. 3 приведена схема постоянной закачки УВ C5+ в призабойную зону скважин с горизонтальным стволом. В этом случае несколько выше пакера 1, установленного в скважине над кровлей 2 продуктивной части разреза, забуривают один или несколько вспомогательных стволов 3 вокруг горизонтальной части скважины 4, а постоянную закачку жидких углеводородов "пентаны+высшие" осуществляют из межколонного пространства через вспомогательный ствол 3 (стволы).

В обоих случаях добычу нефти из призабойной зоны скважины осуществляют через колонну насосно-компрессорных труб и пакер, изолирующий межколонное пространство от добываемой нефти.

Скважина или их группа, выбранная для стимуляции притока нефти из низкопроницаемого коллектора, должна быть оборудована герметичной емкостью и перекачивающим устройством для дозированной подкачки ингибированного конденсата в ПЗП. Режим работы скважины и технологические параметры процесса оптимизируются с учетом данных систематического аналитического контроля за состоянием пластового флюида по мере увеличения дебита нефти.

В качестве УВ C5+ для закачки в ПЗП можно использовать отсепарированный из попутного газа на установке подготовки нефти светлый стабильный конденсат или часть товарного конденсата после нейтрализации кислых газов и дозировки ингибитора коррозии. Закачиваемый и распределяемый в ПЗП углеводородный конденсат позволит искусственно понизить давление насыщения нефти газом Ps в призабойной зоне добывающих скважин и тем самым заново создать необходимую разность между текущим пластовым давлением и новым пониженным значением Ps. Это обеспечит не только приток к фильтру скважины однофазного жидкого флюида даже при повышенных депрессиях, но также резкое снижение вязкости притекающей пластовой нефти и растворение накопившихся в ПЗП асфальтосмолопарафиновых отложений, что в совокупности приведет к существенному увеличению продуктивности малодебитной нефтяной скважины.

Пример. Продуктивный горизонт восточного окончания Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, сложенный слабодоломитизированным трещиноватым известняком с пористостью 10,2%, вскрывают бурением эксплуатационной скважины и обустраивают ее в соответствии с проектной конструкцией. После перфорации и освоения скважины проведением комплекса работ по вызову притока пластового флюида и очистки забоя от скважинной жидкости устанавливают дебиты нефти и газа при различных режимах работы. Одновременно отбирают глубинную пробу пластовой нефти для установления в ней массовой доли УВ C5+ и давления насыщения нефти газом Ps. Для повышения производительности скважины проводят периодическую закачку в ПЗП жидких углеводородов "пентаны+высшие" в составе гидрофобной микроэмульсии, которую готовят следующим образом. В ингибированном стабильном углеводородном конденсате при нагревании до 50-60^oC готовят 7%-ный раствор фракции C20+ кубового остатка производства СЖК и делят его после охлаждения на 2 части. В первой части полученного углеводородного раствора СЖК при интенсивном перемешивании эмульгируют в качестве компонента A водный 25%-ный раствор хлористого аммония, а во второй части в качестве компонента B - технический формалин, и после стабилизации кальциевыми мылами СЖК получают устойчивые гидрофобные эмульсии 1 и 2, имеющие "время жизни" до нескольких суток. Каждая из этих эмульсий содержит по объему 0,3 части водной кислотообразующей фазы, диспергированной соответственно в 0,7 частях углеводородов C5+, причем количественное соотношение компонентов A и B в водной фазе подбирают стехиометрически, т.е. в соответствии с уравнением химической реакции. Непосредственно перед обработкой скважины эмульсии 1 и 2, хранящиеся в отдельных емкостях, смешивают и получают составную микроэмульсию с чередующимися глобулами компонентов A и B.

В составе гидрофобной кислотообразующей эмульсии указанный диапазон объемных долей водной кислотообразующей фазы (0,1-0,4 частей), диспергированной в остаточном объеме углеводородной среды, обусловлен тем, что согласно экспериментальным данным при снижении объемной доли водной кислотообразующей фазы ниже 0,1 частей от общего объема эмульсии, принимаемого за 1, резко уменьшаются количество выделяющейся кислоты и суммарный объем вновь образуемых в породе-коллекторе тупиковых микропор для удержания доставленных в пласт УВ C5+, а ее увеличение свыше 0,4 частей нецелесообразно из-за снижения при этом объемной доли доставляемых в пласт УВ C5+ и, следовательно, эффективности обработки ПЗП.

После закачки гидрофобной микроэмульсии в пласт и ее разрушения глобулы водной фазы деблокируются, и компоненты A и B химически реагируют между собой с образованием соляной кислоты, которая в свою очередь взаимодействует с известняком трещиноватого коллектора. Освободившийся из микроэмульсии углеводородный конденсат остается во вновь созданных тупиковых микропорах ПЗП и за счет этого продолжительное время воздействует на притекающую к скважине нефть, понижая ее вязкость и давление насыщения на величину ΔPs.

Преимущество заявляемого способа по сравнению с прототипом заключается, таким образом, в возможности увеличить при эксплуатации скважины на ту же величину ΔPs депрессии на пласт (т. е. разность между текущим пластовым давлением и давлением на забое скважины) без возникновения двухфазной фильтрации нефти в ПЗП и тем самым существенно повысить продуктивность скважины. Одновременное снижение вязкости притекающей нефти за счет ее разбавления конденсатом и отмыв околоствольной зоны от ранее выпавших асфальтосмолистых веществ и парафина дополнительно увеличивают продуктивность нефтяной скважины.

Источники информации
1. Карнаухов М.А., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин.- М.: Недра, 1984.- 268 с.

2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин /Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева.- М.: Недра, 1980. - 301 с.

3. Абдулин Ф. С. Повышение производительности скважин. М.: Недра, 1975 (прототип).

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть использовано для повышения продуктивности нефтяных скважин при их освоении и последующей промышленной эксплуатации. Обеспечивается повышение продуктивности скважины путем уменьшения вязкости и исключения двухфазной фильтрации пластовой нефти в призабойной зоне за счет искусственного снижения давления насыщения нефти газом. Сущность изобретения: способ включает бурение эксплуатационной скважины с вертикальным или горизонтальным стволом в продуктивной части разреза и установку пакера. Изолируют межколонное пространство от добываемой нефти. Перфорируют и осваивают скважину путем проведения работ по вызову притока пластового флюида и очищают призабойную зону пласта. Исследуют скважину и в последующем эксплуатируют. В процессе эксплуатации в призабойной зоне поддерживают повышенную по сравнению с первоначальной концентрацию жидких углеводородов "пентаны + высшие" путем их периодической или постоянной закачки в пласт. Периодическую закачку углеводородов "пентаны + высшие" осуществляют в составе гидрофобной микроэмульсии, содержащей 0,1-0,4 частей водной кислотообразующей фазы, диспергированной соответственно в 0,6-0,9 частях углеводородов. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение эксплуатационной скважины с вертикальным или горизонтальным стволом в продуктивной части разреза, установку пакера, изолирующего межколонное пространство от добываемой нефти, перфорацию и освоение скважины путем проведения работ по вызову притока пластового флюида и очистки призабойной зоны пласта, исследование скважины и ее эксплуатацию, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации в призабойной зоне поддерживают повышенную по сравнению с первоначальной концентрацию жидких углеводородов "пентаны + высшие" путем их периодической или постоянной закачки в пласт, причем периодическую закачку углеводородов "пентаны + высшие" осуществляют в составе гидрофобной микроэмульсии, содержащей 0,1 - 0,4 частей водной кислотообразующей фазы, диспергированной соответственно в 0,6 - 0,9 частях углеводородов. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при постоянной закачке в пласт жидких углеводородов "пентаны + высшие" в процессе эксплуатации скважины с вертикальным стволом предварительно формируют непроницаемый зонт ниже кровли продуктивной части разреза путем задавки в пласт затвердевающей композиционной смолы и закачку углеводородов осуществляют из межколонного пространства поверх зонта через перфорационные отверстия между зонтом и кровлей продуктивного пласта. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации скважины с горизонтальным стволом предварительно бурят выше пакера вспомогательный ствол вокруг горизонтальной части скважины и закачку углеводородов осуществляют из межколонного пространства через вспомогательный ствол.