СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА Российский патент 2003 года по МПК E21B43/22 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности области разработки нефтяных залежей, и может найти применение при разработке карбонатных пластов трещинно-порового типа.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение скважин, вскрытие пластов, кислотные обработки призабойной зоны скважин и заводнение пластов [1].

Ближайшим из аналогов изобретения является способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещино-порового типа, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, причем в добывающих скважинах проводят водоизоляционные работы нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны кислотным составом [2].

Решаемая техническая задача состоит в том, чтобы создать такой способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, при использовании которого стало возможным получение максимального нефтеизвлечения.

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

Указанная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, причем в добывающих скважинах проводят водоизоляционные работы нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны кислотным составом. Производят порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны производят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости.

На фиг. 1 представлен участок карбонатного коллектора трещинно-порового типа, пробуренный добывающей скважиной и обводненной через систему трещин; на фиг. 2 - то же, что и на фиг. 1: процесс закачки тампонирующего реагента селективного действия с проталкиванием оторочек реагента на расчетное расстояние; на фиг. 3 - то же, что и на фиг. 1: процесс обработки коллектора с разрывом блоков пласта (матрицы) через систему трещин; на фиг. 4 - то же, что и на фиг. 1: процесс отбора продукции пласта после проведенных операций.

Заявляемый способ осуществляют в следующий последовательности.

Месторождение, представленное карбонатным коллектором трещинно-порового типа, разбуривают сеткой скважин (1), осуществляют перфорацию продуктивной части пласта (3), обустраивают и вводят в эксплуатацию. В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры матрицы пласта (2) и трещинноватости (4), производят замеры дебитов скважин. Замеряют пластовую температуру и давление. Определяют давление раскрытия трещин. Подсчитывают запасы нефти на участке скважины как в матрицах, так и в трещинах.

Производят отбор продукции из добывающих скважин. Ведут контроль за динамикой отбора нефти и воды.

По мере отбора продукции скважин отбирают пробы. Определяют обводненность отбираемой продукции и химический состав воды. Накопленный отбор нефти сопоставляют с извлекаемыми запасами нефти в зоне рассматриваемой скважины.

Из-за трещинноватости карбонатного коллектора вода по трещинам прорывается в скважину. Нефть, находящаяся в матрице карбонатного пласта, блокируется водой, фильтрующейся по трещинам. Фазовая проницаемость для нефти снижается и скважина обводняется, не отобрав "свои" запасы нефти.

На основе проведенных исследований и расчетов охвата пласта заводнением приступают к закачке оторочки тампонирующего реагента (6) в добывающую скважину.

Необходимое количество тампонирующего реагента первой оторочки рассчитывается из условия создания на основных флюидопроводящих каналах "пробок", способных выдержать напор воды определенного градиента. "Пробка" также должна выдержать давление, создаваемое при обработке пласта, после проведения водоизоляционных работ. Для определения этих значений проводят исследования по определению прочности тампонирующих пробок в зависимости от давления и температуры, т.е. для пластовых условий.

В качестве тампонирующего материала для изоляции вод рекомендуются использовать реагенты селективного действия. Они основаны на использовании селективных изолирующих реагентов, формирующих в поровом пространстве тампонирующую массу, растворимую в нефти и нерастворимую в воде. В качестве таких реагентов могут использоваться тампонирующие составы на минеральной основе - нефтецементные растворы. Селективность этого материала заключается в схватывании его лишь при смешивании с водой в поровом пространстве коллектора. Такие растворы готовят путем затворения цемента в дизельном топливе, нефти или другой углеводородной среде. Раствор при отсутствии контакта с водой сохраняет текучесть, легко проникает в пласт и удаляется при освоении скважины. После задавливания в обводненную зону и смешивания с водой нефтецементный раствор затвердевает и препятствует поступлению воды из пласта.

При нагнетании тампонирующий раствор из-за меньших фильтрационных сопротивлений пластовой системы в первую очередь поступает в трещины и высокопроницаемую часть коллектора.

Известно, что фильтрационные свойства карбонатных коллекторов в большей 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 тампонирующего раствора производится при давлении на забое нагнетательных скважин, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин. Раствор проталкивается кислотно-нефтяной смесью (5) на необходимое расстояние от скважины. Тампонирующий раствор образует на основных флюидопроводящих каналах в определенном месте "пробки". Местоположение "пробки" регулируется в пространстве. Необходимое расстояние установки "пробки" зависит от многих факторов. В начальной стадии эксплуатации месторождения "пробка" может быть установлена на расстоянии 1/5 -1/4 расстояния от скважины проектной сетки скважин. При значительной обводненности добываемой продукции добывающих скважин и при малом накопленном отборе нефти "пробка" проталкивается за середину расстояния между скважинами. Если залежь нефти массивного типа, то "пробка" устанавливается на уровне водонефтяного контакта. Регулируя давлением нагнетания и временем закачки, "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.

После закачки оторочки тампонирующего реагента селективного действия и ожидания затвердевания приступают к закачке следующих порций оторочек. Нагнетаемая оторочка поступает в трещины меньшей проводимости и закупоривает их. Использование малообъемных оторочек тампонирующего реагента позволяет предотвратить фильтрацию воды по трещинам без закупорки стенок блоков карбонатного коллектора.

Для улучшения фильтрационных свойств матриц, ухудшенных при фильтрации воды по трещинам, производится разрыв и обработка стенок блока.

В соответствии с теорией механизма разрыва пласта величина давления образования трещин и их ориентация определяется величиной давления (вертикального и бокового), наличием естественной трещиноватости, величиной давления жидкости в пласте и коллекторской характеристики пласта. Наращивание забойного давления и достижение величины давления разрыва может быть обеспечено при опережении объемной скорости закачки жидкости разрыва скорости поглощения жидкости пластом. Жидкость, нагнетаемая в пласт, не должна уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта. Так как в процессе эксплуатации залежи из-за контакта стенок блока с водой фазовая проницаемость для нефти была ухудшена, то в качестве продавочной жидкости и разрыва используется кислотно-нефтяной раствор. При фильтрации жидкостей на углеводородной основе фазовая проницаемость для воды снижается. Химическое воздействие соляной кислоты на карбонатные породы позволяет разблокировать защемленную нефть в матрицах карбонатного пласта.

Для достижения высоких значений давлений возможно использование гидравлических ударов. Гидравлические удары создаются с применением разработанных способов и технических устройств. Так, для интенсификации возможно применение так называемой депрессионно-репрессионной технологии обработки призабойной зоны скважины в импульсном режиме. Многократность создания импульсов давления, направленных из пласта в скважину и в обратном направлении. Проведение депрессионно-репрессионных обработок призабойной зоны скважин позволяет существенно повысить коэффициент продуктивности за счет создания трещин (7) в матрицах карбонатного пласта.

Комплексное воздействие на карбонатный пласт позволяет снизить неоднородность эксплуатационного объекта и повысить охват пластов воздействием.

Пример конкретного выполнения. На участке залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа (фиг.1) пробурена скважина. Скважина бурением вскрыла карбонатный пласт массивного типа на глубине 1200 м с нефтенасыщенной толщиной 15 м. Этаж нефтеносности составляет 40 метров. Балансовые запасы, подсчитанные объемным методом, составляют 145 тыс.т. По данным исследования скважин пласт представлен трещинно-порового типа. Изучение трещиноватости по отобранным кернам показало, что макротрещины оперяются микротрещинами. Длина макротрещин по керну изменяется от 0,05 до 1,4 метров. Микротрещины имеют раскрытость от 5 до 30 мк (в среднем 12 мк), трещинная пористость незначительная - десятые доли процента, трещинная проницаемость достигает значительных величин. Плотность макротрещин в пределах шлифа составляет 4 единиц на метр, микротрещин 150 единиц на метр.

Давление раскрытия вертикальных трещин составляет 60-80% горного давления. На устье скважины 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. Скважина была пущена в эксплуатацию.

После отбора двух тысяч тонн нефти скважина обводнилась. Текущая обводненность добываемой продукции составила 96%.

Проведенными исследованиями было установлено, что скважина обводнилась пластовой водой с подошвы залежи. Исследованиями также было установлено, что в процессе обработки пласта за счет гидроудара будет создано давление 8 МПа. Выдержать гидроудар с таким давлением может цементный слой с толщиной 4 метра.

Для изоляции воды в скважину порционно закачали 2 м³ нефтецементного раствора и продавили смесью 10 м³ соляной кислоты с нефтью. Закачка 2 м³ нефтецементного раствора с продавкой 10 м³ соляной кислоты с нефтью позволило залечить трещины в районе водонефтяного контакта на расстояние до 30 метров от скважины (фиг.2). После ожидания затвердевания цемента в течение трех суток была произведена закачка второй порции нефтецементного раствора в объеме 2 м³ с продавкой 20 м³ смеси соляной кислоты с нефтью. После ожидания затвердевания цемента в течение трех суток в скважину было спущено устройство по депрессионно-репрессионной технологии обработки призабойной зоны скважины в импульсном режиме (фиг. 3).

Скважина была освоена под добычу. Обводненность скважины снизилась до 10 %. Дебит скважины возрос с 4 т/сут до 10 т/сут.

Результаты, полученные при испытании известного (прототип) и предлагаемого способов в сопоставимых условиях проведения экспериментов, приведены в таблице.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа складывается за счет увеличения охвата пластов воздействием и заводнения. Увеличение этих параметров привело к росту нефтеизвлечения или извлекаемых запасов нефти. Среднегодовая прибыль дополнительно добытой нефти составила 4 млн.руб.

Источники информации
1. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. - Казань, 1989, с.128.

2. Патент РФ 2129656 С1, опубл. 27.04.1999.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может найти применение при разработке карбонатных пластов трещинно-порового типа. Технический результат - повышение нефтеизвлечения. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, производят порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости. 1 табл., 4 ил.

Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, отличающийся тем, что производят порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости.