Способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи Российский патент 2020 года по МПК E21B43/14 E21B43/26 E21B43/243 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки трудноизвлекаемых запасов нефти плотных неоднородных по проницаемости коллекторов. Низкопроницаемые коллекторы концентрируют большие запасы углеводородов, добыча которых невозможна традиционными методами. При этом значительная часть углеводородов может содержится в закрытых порах, в результате чего для добычи необходимо создание искусственной пористости в коллекторе. Кроме того, такие месторождения зачастую содержат твердое органическое вещество - кероген (ТОВ), который не всегда рентабельно добывать и использовать. Примером таких месторождений может служить Баженовская свита, содержащая до 30% керогена. Из-за низкой проницаемости Баженовская свита является флюидоупором для нефти и газа нижележащих нефтегазоносных горизонтов, в частности, трудноизвлекаемых запасов низкопроницаемых пластов Тюменской свиты (верхняя юра).

Известен способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин с последовательным чередованием забоев, проведение гидроразрыва пласта (ГРП) с учетом горизонтальных напряжений в пласте и нагнетания вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающих скважин (RU 2579039, 2015).

Недостатками данного способа являются сложность его осуществления, недостаточный КИН, не учет капиллярных сил в низкопроницаемом пласте и, как следствие, потеря динамического напора при вытеснении нефти.

Известен способ разработки углеводородных запасов Баженовской свиты предполагающий использование метансодержащего газа (попутного нефтяного или природного) для поэтапной закачки в пласт в качестве вытесняющего агента, обеспечивающего растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице (RU 2513963, 2014).

Недостатками способа являются высокий расход метансодержащего газа, а также низкая эффективность в случае применения в пласте с закрытой пористостью.

Известен способ разработки неоднородных пластов с применением гидроразрыва пласта и паротепловых циклических воздействий (RU 2633930, 2017).

Недостатком способа является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных пластов. Кроме того, применение паротепловых методов обработки является малоэффективным при больших глубинах залегания платов.

Известен способ разработки керогенсодержащих пластов Баженовской свиты внутрипластовым горением с вводом дополнительного топлива, включающий создание очага горения в Баженовском пласте за счет закачки в пласт дополнительного топлива и кислородсодержащей смеси (воздуха) в качестве окислителя и дальнейшее использование керогена в качестве топлива (RU 2637695, 2017).

Недостатком способа является недостаточная эффективность, затрата значительной части закачиваемого воздуха на окисление нефти и дополнительного топлива, низкая эффективность и невозможность одновременной добычи углеводородного сырья из Баженовской и Тюменской свит.

Известен способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий закачку в нагнетательные скважины воздуха и воды для создания в пласте внутрипластового окисления и/или горения и отбора нефти, газов горения и попутных нефтяных газов из добывающих скважин с целью закачки их в нагнетательные скважины и использования их совместно или по отдельности в качестве компонентов вытесняющего агента (RU 97115241).

Недостатком способа является невозможность его применения для неоднородных по проницаемости пластов, необходимость применения воды для контроля протекания процессов внутрипластового горения и/или окисления, расход части добываемой нефти в результате внутрипластового горения для обеспечения термического воздействия. Также недостатком является существенная удаленность в пространстве выхода газов горения и попутных нефтяных газов из добывающей скважины от нагнетательной скважины, в которую предполагается их закачивать, что создает необходимость дополнительной транспортировки газов.

Известен способ разработки внутрипластовым горением неоднородных по проницаемости пластов, разделенных непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 до 3 метров, включающий закачку вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и обработку призабойных зон скважин методом внутрипластового горения, при котором температуру фронта горения поддерживают на уровне и в течение времени достаточном для создания зоны развития проницаемости в непроницаемых перемычках непродуктивных пород и обеспечения вертикальной фильтрации флюидов через созданную зону, при этом внутрипластовое горение инициируют в пласте (пропластке) с наименьшей проницаемостью. Технический результат способа заключается в повышении охвата вытеснением и нефтеотдачи, в снижении затрат вытесняющего агента на добычу нефти за счет более рационального использования введенного в пласт тепла (RU 2607127).

Недостатками способа являются необходимость применения дополнительных вытесняющих агентов, существенный расход добываемых углеводородов в процессе внутрипластового горения, необходимость контролировать процесс горения в узком диапазоне условий, многостадийность технологического процесса, что в совокупности снижает эффективность добычи нефти из многопластового неоднородного месторождения с низкопроницаемыми и закрытопористыми системами.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами, включающий создание системы многозабойных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин на разных уровнях выше и ниже нефтеносного горизонта, создание дополнительных восходящих и нисходящих боковых стволов, параллельно пронизывающих нефтеносный слой. Добычу нефти осуществляют после создания перфорации боковых стволов, осуществления гидравлического разрыва пласта, закачки в образовавшиеся трещины пропанта и закачивания кислородсодержащей смеси в пропластки-неколлекторы с созданием зоны окисления с повышенной температурой (RU 2567918).

Недостатком способа является невозможность осуществления одновременной разработки пропластков-неколлекторов и пропластков-коллекторов, так как в первую очередь осуществляется разработка пропластков-неколлекторов методом внутрипластового окисления, что заведомо снижает производительность системы скважин. По завершении разработки пропластков-неколлекторов данный способ позволяет использовать многозабойные скважинные системы для добычи нефти из пропластков-коллекторов. При этом необходимо применение дополнительного вытесняющего агента в большом количестве, от характеристик которого зависит эффективность вытеснения нефти на данном этапе.

Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение нефтеотдачи при разработке многопластового неоднородного нефтяного месторождения, представленного сочетанием низкопроницаемого и керогенсодержащего пластов.

Указанная проблема решается тем, что в способе разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения осуществляют бурение горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, параллельных друг другу по простиранию пластов, соответственно, в вышележащем непроницаемом керогенсодержащем пласте и в нижележащем низкопроницаемом пласте, далее производят перфорацию стволов скважин с последующим гидравлическим разрывом каждого пласта жидкостью на углеводородной основе с образованием систем трещин, соединенных в единый техногенный коллектор, после чего производят закачку в образованную систему трещин пропанта и осуществляют подачу в нагнетательную скважину непроницаемого керогенсодержащего пласта кислородсодержащего агента с созданием в нем зоны окисления с повышенной температурой и образованием в зоне внутрипластового горения вытесняющего агента в виде продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента с обеспечением его вертикальной фильтрации в нижележащий низкопроницаемый пласт, затем по добывающей скважине из низкопроницаемого пласта осуществляют подъем нефти на устье, причем бурение горизонтальной нагнетательной скважины в непроницаемом керогенсодержащем пласте производят на расстоянии от кровли низкопроницаемого пласта не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащего агента.

Достигаемый технический результат изобретения заключается в обеспечении повышенной степени смесимости в низкопроницаемых пластах нефти и вытесняющего инертного газового агента, состоящего из продуктов внутрипластового горения непроницаемых керогенсодержащих пластов, что обуславливает высокую степень вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов-коллекторов при осуществлении совместной разработки разных по проницаемости пластов.

Сущность изобретения поясняется чертежами, на которых приведена схема осуществления ГРП (фиг. 1) и схема предлагаемого способа добычи нефти многопластового неоднородного месторождения после осуществления ГРП (фиг. 2).

На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - добывающая скважина, 2 - нагнетательная скважина, 3 - непроницаемый керогенсодержащий пласт, 4 - низкопроницаемый нефтеносный пласт, 5 - линия подачи воздуха, 6 - линия подъема нефти, 7 - вектор внутрипластового горения воздуха, 8 - линия фильтрации (вытеснения) нефти в пласте инертным газовым агентом, 9 - процесс трещинообразования в результате проведения гидроразрыва в низкопроницаемом нефтеносном пласте, 10 - процесс трещинообразования в результате проведения гидроразрыва в непроницаемом керогенсодержащем пласте.

Предложенный способ осуществляют следующим образом.

На разрабатываемом участке осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин 1 в нефтеносном низкопроницаемом пласте 4 и параллельных им по простиранию пластов нагнетательных скважин 2 в непроницаемом керогенсодержащем пласте 3. Бурение нагнетательной скважины 2 осуществляют таким образом, чтобы расстояние от горизонтального участка скважины 2 до кровли нефтенасыщенного низкопроницаемого пласта 4 составляло не менее радиуса зоны полного потребления кислорода в реакции окисления твердых органических веществ (ТОВ) при последующем нагнетании кислородсодержащей смеси в эту скважину. Выбор такого расстояния осуществляется с целью формирования условий минимизации горения добываемой нефти, при которых создаваемое в дельнейшем внутрипластовое горение локализуется преимущественно в верхнем керогенсодержащем пласте, а в нижнем низкопроницаемом пласте осуществляется преимущественно фильтрация (вытеснение) нефти. Величина радиуса полого потребления кислорода определяется на основании моделирования процессов горения/окисления конкретного пласта, в результате которого определяются и учитываются период индукции взаимодействия кислородсодержащего агента и ТОВ пород при начальных температурах пласта (обычно 80-120°С), скорость протекания реакции горения/окисления, объем кислородсодержащего агента, необходимого для полного протекания реакции горения/окисления ТОВ.

Протяженность горизонтальных участков добывающих и нагнетательных скважин 1 и 2 устанавливаются исходя из протяженности и мощности разрабатываемых пластов и технических возможностей применяемого оборудования. После забуривания скважин производят перфорацию горизонтальных участков стволов нагнетательной и добывающей скважинных систем. Далее осуществляют гидроразрыв низкопроницаемого пласта 4 для увеличения приемистости пласта и закачку в образовавшуюся систему трещин пропанта, после чего осуществляют гидроразрыв непроницаемого керогенсодержащего пласта 3 с образованием систем трещин двух пластов, соединенных в единый техногенный коллектор, и закачку в систему трещин пропанта. При проведении ГРП не используют растворы, способствующие набуханию или диспергированию глинистых компонентов породы при пластовых температурах (используются жидкости для ГРП на углеводородной основе). При проведении гидроразрыва пластов 3 и 4 с образованием трещин, объединенных в пластах в единый техногенный коллектор между горизонтальными участками скважин, возникает гидродинамическая связь между нагнетательной и добывающей скважинами.

Далее осуществляют закачку кислородсодержащего агента в нагнетательную скважину непроницаемого керогенсодержащего пласта. В качестве кислородсодержащего агента используют технический воздух, который не требует специальной подготовки.

При закачивании в пласт кислородсодержащего агента происходит окисление ТОВ керогенсодержащего пласта, сопровождающееся выделением большого количества тепла. ТОВ породы окисляется легче нефти, поэтому нефть не расходуется на реакцию с воздухом, в отличие от обычного термогазового способа. Легкая окисляемость ТОВ и низкая теплопроводность породы приводит к неравномерному разогреву и растрескиванию породы, т.е. образованию в непроницаемых пластах искусственной пористости. В процессе взаимодействия с ТОВ закачиваемый воздух трансформируется в инертный газовый агент, состоящий из непрореагировавших компонентов воздуха (азот и др.), продуктов окисления ТОВ (углекислый газ) и легких углеводородов пласта, перешедших в газовую фазу. Углеводороды породы с закрытой пористостью будут мобилизоваться и испаряться при нагреве в газовой фазе, обогащая газ и повышая его нефтевытесняющую способность за счет увеличения смесимости с нефтью. Продукт внутрипластовой трансформации воздуха (инертный газовый агент) после формирования в керогенсодержащем слое распространяется в нефтенасыщенный низкопроницаемый пласте под влиянием градиента избыточного давления, сформированного в результате закачивания в керогенсодержащий пласт кислородсодержащего газового агента, а также в результате горения ТОВ, т.о. обеспечивается его вертикальная фильтрация в нижележащий низкопроницаемый пласт Распространяясь в нефтенасыщенном низкопроницаемом пласте, газовый агент вытесняет при этом нефтепродукты, содержащиеся в этом пласте, которые добывают через добывающую скважину нефтеносного пласта (2). Состав вытесняющего газового агента обуславливает высокую степень вытеснения нефти из плотных низкопроницаемых пластов, а его инертность обеспечивает отсутствие процессов окисления нефти в пласте.

Таким образом, при разработке неоднородного многопластового месторождения создаются условия формирования инертного газового агента в одном пласте (непроницаемый керогенсодержащий пласт) и его использования в другом пласте (плотный низкопроницаемый коллектор) для эффективного вытеснении нефти, что обеспечивает реализацию эффективной совместной одновременной разработки разных по проницаемости пластов. При этом за счет генерирования тепла непосредственно в непроницаемом керогенсодержащем пласте значительно снижаются потери в стволе скважины тепловой энергии, необходимой для растрескивания породы в непроницаемом керогенсодержащем пласте и испарения легких углеводородов, что позволяет применять метод в условиях глубоко залегающих пластов и месторождений с интервалами многолетних мерзлотных пород.

Предложенный способ добычи нефти многопластового неоднородного месторождения продемонстрирован на примере разработки запасов углеводородов Баженовской свиты, представленной закрытопористыми керогенсодержащими пластами, и Тюменской свиты, представленной платными низкопроницаемыми нефтеносными коллекторами.

Разрабатываемый низкопроницаемый нефтеносный пласт залегает на глубине 2500 м. Проницаемость пласта составляет 0,001-0,003 мкм2. Пласт насыщен нефтью вязкостью 0,9 мПа*с при пластовых условиях: температуре 90°С и давлении 25.5 МПа. Пласт сложен породами терригенного типа. Суммарная эффективная толщина пласта 25 м, начальная нефтенасыщенность 0.75, средняя пористость около 18%. Непосредственно над разрабатываемом пластом расположен керогенсодержащий пласт с закрытой пористостью. Эффективная толщина непроницаемого керогенсодержащего пласта составляет 45 м. Содержание ТОВ в породе составляет 25% масс.

На основании результатов геологоразведочных работ и моделирования распространения фронта горения данного керогенсодержащего пласта установлено эффективное расстояние между забоями горизонтальной нагнетательной скважины в керогенсодержащем пласте и добывающей горизонтальной скважины в верхнем керогенсодержащем пласте, составившее 255 м. Горизонтальный участок нагнетательной скважины располагают в верхней трети керогенсодержащего пласта, горизонтальный участок добывающей скважины располагают в нижней трети керогенсодержащего пласта. Таким образом, расстояние между горизонтальными участками скважин составляет в среднем 60 м.

На первом этапе проводили ГРП в обоих пластах с использованием жидкости на углеводородной основе до момента начала установления гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами. После проведения ГРП закачивали пропант в образованную систему трещин.

Далее осуществляли первичную закачку воздуха в объеме 320 тыс м³ в нагнетательную скважину верхнего керогенсодержащего пласта, инициировали процесс горения в пласте, после чего продолжали закачку воздуха в пласт и развитие внутрипластового горения до температуры 200-250°С и выше. Через сутки после начала осуществления процесса внутрипластового горения начинали отбор нефти из добывающей скважины нижнего низкопроницаемого пласта.

Процесс нефтедобычи осуществляли до момента прорыва вытесняющего газового агента через добывающую скважину нижнего нефтеносного пласта. Общее количество добытой нефти на участке составило 4483 т. При альтернативном способе разработки на основе внутрипластового горения в нефтенасыщенном пласте на аналогичном участке количество добытой нефти составило 2156 т, что существенно менее эффективно, чем применение вышеописанного способа и свидетельствует о меньшей степени смесимости нефти и вытесняющего инертного газового агента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки трудноизвлекаемых запасов нефти плотных неоднородных по проницаемости коллекторов. Для осуществления разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения осуществляют бурение горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, параллельных друг другу по простиранию пластов, соответственно, в вышележащем непроницаемом керогенсодержащем пласте и в нижележащем низкопроницаемом пласте. Производят перфорацию стволов скважин с последующим гидравлическим разрывом каждого пласта жидкостью на углеводородной основе с образованием систем трещин, соединенных в единый техногенный коллектор. Производят закачку в образованную систему трещин пропанта и осуществляют подачу в нагнетательную скважину непроницаемого керогенсодержащего пласта кислородсодержащего агента с созданием в нем зоны окисления с повышенной температурой и образованием в зоне внутрипластового горения вытесняющего агента в виде продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента с обеспечением его вертикальной фильтрации в нижележащий низкопроницаемый пласт. Осуществляют подъем нефти на устье по добывающей скважине из низкопроницаемого пласта. Бурение горизонтальной нагнетательной скважины в непроницаемом керогенсодержащем пласте производят на расстоянии от кровли низкопроницаемого пласта, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащего агента. Достигается технический результат – повышение степени вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов-коллекторов при осуществлении совместной разработки разных по проницаемости пластов за счёт обеспечения повышенной степени смесимости в низкопроницаемых пластах нефти и вытесняющего инертного газового агента, состоящего из продуктов внутрипластового горения непроницаемых керогенсодержащих пластов. 2 ил.

Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, заключающийся в том, что осуществляют бурение горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, параллельных друг другу по простиранию пластов, соответственно, в вышележащем непроницаемом керогенсодержащем пласте и в нижележащем низкопроницаемом пласте, далее производят перфорацию стволов скважин с последующим гидравлическим разрывом каждого пласта жидкостью на углеводородной основе с образованием систем трещин, соединенных в единый техногенный коллектор, после чего производят закачку в образованную систему трещин пропанта и осуществляют подачу в нагнетательную скважину непроницаемого керогенсодержащего пласта кислородсодержащего агента с созданием в нем зоны окисления с повышенной температурой и образованием в зоне внутрипластового горения вытесняющего агента в виде продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента с обеспечением его вертикальной фильтрации в нижележащий низкопроницаемый пласт, затем по добывающей скважине из низкопроницаемого пласта осуществляют подъем нефти на устье, причем бурение горизонтальной нагнетательной скважины в непроницаемом керогенсодержащем пласте производят на расстоянии от кровли низкопроницаемого пласта, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси.