Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа Российский патент 2017 года по МПК E21B43/18 E21B7/04 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых карбонатных коллекторов горизонтальными скважинами с периодичной закачкой углекислого газа.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч, определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м³/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м³/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки (патент РФ №2361072, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами, включающий бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. В известном способе в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, на одной из которых устанавливают в центре ствола насос, на другой по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, плотность перфорации N_n каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению: N_n=N_min·k_max/k_n, где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, k_n - проницаемость n-го участка коллектора, N_min - плотность перфорационных отверстий секции фильтров напротив коллектора с максимальной проницаемостью. В межтрубное пространство до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты, после реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе, при падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки (патент РФ 2595114, кл. Е21В43/27, опубл. 20.08.2016 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов по каждому из способов в отдельности, что приводит к невысокой нефтеотдаче.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа, включающем закачку рабочего агента и отбор продукции в периодическом режиме через одну горизонтальную скважину посредствам спуска двух параллельных колонн труб, причем на одной из которых устанавливают насос, а на другой - фильтр, согласно изобретению выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы, все скважины выполняют добывающими, в каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия q_ж ≤ 0,5·q_ж⁰ при Р_нас ≤ P_з ≤ 0,3·Р_пл⁰, где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, q_ж⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, P_з – текущее забойное давление, Р_пл⁰ – начальное пластовое давление, Р_нас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола, дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности, через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО₂, закачку СО₂ ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак^max, где q_зак^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак = (0,6-0,9)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление, при достижении q_зак^max закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут, после чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·q_доб^max, где q_доб^max – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Р_нас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют.

Сущность изобретения

Под слабопроницаемыми здесь понимаются коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких тысячных долей до нескольких единиц мД (10^-3 мкм²), характеризующиеся сильной неоднородностью. Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

На нефтеотдачу слабопроницаемого карбонатного коллектора, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы поддержания пластового давления (ППД). Как известно, основная проблема для таких коллекторов заключается в том, что после начала отбора продукции скважины, пластовое давление стремительно падает. Проведение гидроразрыва пласта и закачки кислоты позволяет лишь в начале разработки повысить дебит нефти на короткое время. Закачка воды для целей нефтевытеснения и ППД затруднена ввиду низкой проницаемости коллектора. Поэтому правильно спроектированное применение газовых методов в этом случае более оправдано. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного коллектора с размещением горизонтального ствола одной из скважин, а также спускаемых в горизонтальный ствол колонн труб. Обозначения: 1 – горизонтальная добывающая скважина, 2 – слабопроницаемый нефтяной коллектор, 3 – кровля продуктивного коллектора, 4 – обсадная колонна, 5 – цементное кольцо, 6 – горизонтальный ствол, 7 – основная колонна труб для отбора продукции, 8 – насос, 9 – дополнительная колонна труб для закачки углекислого газа, 10 – фильтр, 11 – пакер, 12 – межтрубное пространство.

Способ реализуют следующим образом.

На месторождении выбирают скважины 1 (фиг. 1) с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие карбонатный коллектор 2 со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД. Либо, если скважины, вскрывшие коллектор с указанной проницаемостью, являются вертикальными или наклонно-направленными, бурят из них боковые горизонтальные стволы. Все скважины выполняют добывающими. До кровли 3 продуктивного пласта 2 скважины 1 обсаживают обсадной колонной 4, цементируют 5, а сам горизонтальный ствол 6 выполняют открытым.

В каждую из скважин 1 в центральную часть горизонтального ствола 6 спускают на основной колонне труб 7 насос 8 (например, типа 2СП45/24), через который осуществляют отбор продукции.

После периода эксплуатации и достижения условия (1), в горизонтальный ствол 6 скважины 2 спускают дополнительную колонну труб 9 диаметром 1-2 дюйма с фильтром 10, длиной не менее половины длины горизонтального ствола 6.

q_ж ≤ 0,5·q_ж⁰ при Р_нас ≤ P_з ≤ 0,3·Р_пл⁰, (1)

где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, м³/сут,

q_ж⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, м³/сут,

P_з – текущее забойное давление, МПа,

Р_пл⁰ – начальное пластовое давление, МПа,

Р_нас – давление насыщения нефти углеводородным газом, МПа,

Дополнительную колонну 9 запакеровывают пакером 10 выше кровли продуктивного пласта 2, герметизируя межтрубное пространство 11. При необходимости, основную колонну труб 7 меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб 7 и 9 по отдельности.

Через дополнительную колонну труб 9 закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО₂. Закачку СО₂ ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак^max, где q_зак^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак = (0,6-0,9)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление. Под вертикальным горным давлением понимается давление вышележащих пород от дневной поверхности, а для морских месторождений к данному давлению еще следует прибавить давление толщи воды. Под давлением закачки понимают давление на забое скважины при закачке рабочего агента.

При достижении q_зак^max закачку прекращают и скважину 1 оставляют на перераспределение давления в коллекторе 2 на 5-50 сут. Затем скважину 1 пускают в добычу через основную колонну труб 7, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·q_доб^max, где q_доб^max – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Р_нас.

Циклы закачки, ожидания и отбора повторяют при выполнении условия (1).

Согласно исследованиям при проницаемости нефтенасыщенного коллектора менее 0,001 мД, закачка СО₂ затруднена ввиду того, что размеры поровых каналов становятся сопоставимы с размерами молекул СО₂. При этом верхний предел 2 мД определен исходя из того, что согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при данных значениях проницаемости и менее, коллекторы относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по закачке СО₂ эффективно, с точки зрения экономики.

Выбор скважин с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов обусловлен тем, что, во-первых, приток к горизонтальным скважинам по сравнению с вертикальными выше ввиду большего контакта горизонтального ствола 6 с коллектором 2, что критично для слабопроницаемых коллекторов, во-вторых, при диаметре ствола менее 5 дюймов спуск двух колонн труб 7 и 9 затруднен, а при более 7 дюймов значительно снижаются экономические показатели предлагаемого способа.

Согласно расчетам диаметр дополнительной колонны труб 9 более 2 дюймов экономически не целесообразен ввиду закачки газа, подвижность которого значительно выше подвижности жидкости. Для большинства коллекторов диаметр менее 2 дюймов удовлетворяет объему закачиваемого углекислого газа. Кроме того, небольшой диаметр позволяет беспрепятственно спускать параллельно две трубы с оборудованием в наиболее распространённые диаметры обсадных колонн 5-7 дюймов. Диаметр менее 1 дюйма приводит к снижению межремонтного периода скважины ввиду повышения риска обрыва труб 9. Насос 8 в центральной части горизонтального ствола 6 позволяет согласно исследованиям наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 6.

Длина фильтра 10, составляющая не менее половины длины горизонтального ствола 6 определена согласно расчетам как наиболее оптимальная, т.к. при меньшей длине значительно снижается равномерность расхода углекислого газа вдоль горизонтального ствола 6.

Остановка скважины при дебите жидкости более чем 50% от начального с последующим переводом под закачку рабочего агента согласно расчетам нецелесообразна, т.к. для большинства слабопроницаемых коллекторов при q_ж > 0,5·q_ж⁰ обеспечивается основная часть отбора нефти. При этом на дебит жидкости непосредственно влияет создаваемое забойное давление. Поэтому условие остановки скважины с дебитом жидкости при Р_нас ≤ P_з ≤ 0,3·Р_пл⁰ определено согласно исследованиям как наиболее оптимальное, т.к. при P_з > 0,3·Р_пл⁰ не используется весь потенциал энергетического состояния коллектора, а при P_з <Р_нас повышается риск потерь добычи ввиду разгазирования нефти и снижения ее вязкости.

Использование углекислого газа для ППД в слабопроницаемых карбонатных коллекторах наиболее оправдано, т.к. данный газ легче всего проникает по гидрофобным трещинам в глубь пласта (в отличие от воды), а также легко растворяется в нефти. Однако следует учитывать негативное влияние СО₂ на металлическое оборудование. Во избежание коррозии следует закачивать СО₂ через колонны труб, устойчивые к коррозии. Применение пакера 10, устанавливаемого немного выше кровли продуктивного пласта, также защищает обсадную колонну от воздействия СО₂.

Постепенное увеличение расхода СО₂ от 0 до q_зак^max при давлении закачки P_зак = (0,6-0,9)·P_горн согласно исследованиям позволяет повысить коэффициент охвата и практически полностью восстановить пластовое давление, как минимум в зоне отбора. При давлении закачки P_зак<0,6·P_горн эффективность проникновения газа вглубь пласта снижается, что приводит к уменьшению охвата и нефтеотдачи, а при P_зак>0,9·P_горн неконтролируемый авторазрыв пласта может привести к резкому обводнению скважины.

Остановка скважины на перераспределение давления в коллекторе менее чем на 5 сут согласно расчетам неэффективно, т.к. давление для большинства слабопроницаемых коллекторов не успевает перераспределиться, а более 50 сут – уже не приводит к изменению давления.

Постепенное повышение дебита жидкости с 0 до (0,5-0,9)·q_доб^max при забойном давлении, равном Р_нас, позволяет снизить выделение углекислого газа из нефти. При дебите менее 0,5·q_доб^max интенсивность отбора значительно уменьшается, что снижает экономическую эффективность предлагаемого способа. При дебите более 0,9·q_доб^max для большинства слабопроницаемых коллекторов повышается процесс разгазирования нефти, что приводит к снижению нефтеотдачи.

Согласно расчетам такой периодический цикл работы скважины: закачка углекислого газа – период ожидания – добыча продукции – закачка углекислого газа и т.д., позволяет отобрать наибольшее количество запасов за счет закачки СО₂ с каждым циклом в более отдаленные от скважины 1 зоны коллектора 2, а насос 8 в центральной части горизонтального ствола 6 позволяет отбирать запасы наиболее равномерно. Установка дополнительной колонны 9 значительно сокращает время подземного ремонта скважины (спускоподъемных операций), что позволяет увеличить темпы отбора нефти из коллектора.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Пример конкретного выполнения способа.

Карбонатный коллектор представлен доманиковыми отложениями мендым-семилукского горизонта 2. Средняя абсолютная проницаемость коллектора варьируется в пределах 0,001-2 мД, размеры залежи составляют 1200х2000 м, средняя толщина – 20 м, глубина залегания кровли пласта – 1550 м, начальное пластовое давление – Р_пл⁰ = 16 МПа, давление насыщения нефти углеводородным газом – Р_нас=3 МПа, вертикальное горное давление вышележащих пород – P_горн = 37 МПа. Залежь разбуривают 8 горизонтальными добывающими скважинами 1 (фиг. 1), длина горизонтальных стволов составляет 300-350 м, а диаметр – 5-7 дюймов. До кровли 3 продуктивного пласта 2 скважины 1 обсаживают обсадной колонной 4, цементируют 5, а сам горизонтальный ствол 6 выполняют открытым.

В каждую из скважин 1 в центральную часть горизонтального ствола 6 спускают на основной колонне насосно-компрессорных труб 7 диаметром 3 дюйма насос 8 типоразмера 2СП (для рассматриваемой скважин – 2СП45/24), через который осуществляют отбор продукции. В качестве труб 7 используют стеклопластиковые трубы фирмы ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб».

Через 1 год эксплуатации в одной из скважин 1 дебит жидкости снизился с первоначальных q_ж⁰ = 30 т/сут до q_ж = 0,5·q_ж⁰ = 0,5·30 = 15 т/сут при P_з = 0,3·Р_пл⁰ = 0,3·16 = 4,8 МПа > Р_нас. В горизонтальный ствол 6 длиной 300 м и диаметром 5 дюймов спускают дополнительную колонну труб 9 диаметром 2 дюйма с фильтром 10 длиной 150 м. Основную колонну труб 7 меняют на колонну диаметром 2 дюйма.

Через дополнительную колонну труб 9 закачивают СО₂. с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак^max= 570 м³/сут при давлении закачки P_зак = 0,9·P_горн = 0,6·37 = 33,3 МПа. При достижении q_зак^max закачку прекращают и скважину 1 оставляют на перераспределение давления в коллекторе 2 на 50 сут.

Затем скважину 1 пускают в добычу через основную колонну труб 7, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до 0,9·q_доб^max = 0,9·42 = 37,8 т/сут. Эксплуатацию осуществляют в данном режиме.

Циклы закачки, ожидания и отбора повторяют при выполнении условия (1).

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора 2. Так, на другой скважине, через 1,5 года с начала эксплуатации дебит жидкости снизился с первоначальных q_ж⁰ = 60 т/сут до q_ж = 0,5·q_ж⁰ = 0,5·60 = 30 т/сут при P_з = Р_нас = 3 МПа. В горизонтальный ствол 6 длиной 350 м и диаметром 7 дюймов спускают дополнительную колонну труб 9 диаметром 1 дюйм с фильтром 10 длиной 200 м. Основную колонну труб 7 оставляют без изменения – диаметром 3,5 дюйма. Через дополнительную колонну труб 9 закачивают СО₂ с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак^max= 680 м³/сут при давлении закачки P_зак = 0,6·P_горн = 0,6·37 = 22,2 МПа. При достижении q_зак^max закачку прекращают и скважину 1 оставляют на перераспределение давления в коллекторе 2 на 5 сут. Затем скважину 1 пускают в добычу через основную колонну труб 7, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до 0,5·q_доб^max = 0,5·86 = 43 т/сут. Эксплуатацию осуществляют в данном режиме.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.

Время разработки ограничили достижением момента, когда доля газа в добываемой продукции добывающих скважин не снижалась менее чем 99%. При этом за время разработки всего с залежи было добыто 767,3 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,369 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 597,0 тыс.т нефти, КИН составил 0,287 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,082 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слабопроницаемых карбонатных коллекторов за счет применения в циклическом режиме закачки углекислого газа и отбора продукции паста, а также регулирования режимов закачки и отбора.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов. В способе разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы. Все скважины выполняют добывающими. В каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия q_ж ≤ 0,5·q_ж⁰ при Р_нас≤ P_з ≤ 0,3·Р_пл⁰, где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, q_ж⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, P_з – текущее забойное давление, Р_пл⁰ – начальное пластовое давление, Р_нас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола. Дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности. Через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО₂, закачку СО₂ ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак^max, где q_зак^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак = (0,6-0,9)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление, при достижении q_зак^max закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут. После чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·q_доб^max, где q_доб^max – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Р_нас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют. 1 ил., 1 пр.

Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа, включающий закачку рабочего агента и отбор продукции в периодическом режиме через одну горизонтальную скважину посредствам спуска двух параллельных колонн труб, причем на одной из которых устанавливают насос, а на другой - фильтр, отличающийся тем, что выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы, все скважины выполняют добывающими, в каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия q_ж ≤ 0,5·q_ж⁰ при Р_нас≤ P_з ≤ 0,3·Р_пл⁰, где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, q_ж⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, P_з – текущее забойное давление, Р_пл⁰ – начальное пластовое давление, Р_нас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола, дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности, через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО₂, закачку СО₂ ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак^max, где q_зак^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак = (0,6-0,9)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление, при достижении q_зак^max закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут, после чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·q_доб^max, где q_доб^max – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Р_нас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют.