Способ разработки и освоения нетрадиционных коллекторов Российский патент 2020 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке слабопроницаемых доманиковых нефтяных карбонатных коллекторов с использованием закачки кислотного состава.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий последовательную закачку в призабойную зону кислородсодержащего органического соединения и водного раствора кислоты. Перед закачкой водного раствора кислоты призабойную зону обрабатывают водным раствором нитрата или смеси нитратов металлов из группы бериллия, висмута, кадмия, кобальта, марганца, меди, никеля, свинца, стронция, алюминия, железа, хрома, олова при содержании нитратов в водном растворе от 2,0 мас. % до соответствующего насыщенному раствору, после закачки всех химреагентов скважину выдерживают до момента понижения возросшего давления в призабойной зоне с последующим вызовом притока жидкости, а в качестве водного раствора кислоты закачивают водный 18-36 мас. % раствор соляной кислоты, при этом количества закачиваемых химреагентов определяют из аналитического выражения. Водный раствор нитратов может содержать неионогенные поверхностно-активные вещества или смеси неионогенных поверхностно-активных веществ при общем содержании их в смеси с водным раствором нитратов 0,001-5,0 об. %. Водный раствор соляной кислоты может содержать анионные, катионные, неионогенные поверхностно-активные вещества или их смеси при общем содержании их в смеси с водным раствором соляной кислоты 0,001-5,0 об. % (заявка РФ №94041313, кл. Е21В 43/27, опубл. 20.09.1996).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, включающий закачку кислотной композиции, содержащей, мас. %: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер 0,05-3,0; воду остальное, причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию либо порциями с проведением выдержки между закачками. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас. %. Закачку указанной выше кислотной композиции могут чередовать с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации (патент РФ №2554983 кл. C09K 8/74, Е21В 43/27, опубл. 10.07.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность для слабопроницаемых коллекторов, которые являются достаточно неоднородными. Подбор конкретной кислотной композиции для таких коллекторов часто необходим индивидуально для каждой скважины. Кроме того, композиция является достаточно сложной по своему составу, не учитываются технологические параметры обработки пласта. В результате прирост дебита нефти остается невысоким.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разработки и освоения нетрадиционных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны скважины, вскрывшей доманиковые нефтяные отложения, включающем бурение, вторичное вскрытие, закачку кислотного состава в скважину порциями, освоение после обработки и отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, в скважине выделяют слабопроницаемый карбонатный нефтенасыщенный пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД и расстоянием от нижних интервалов перфорации указанного пласта до водо-нефтяного контакта не менее 5-10 м, в процессе бурения из указанного пласта отбирают керн, на данном керне проводят лабораторные исследования по закачке кислотного состава, причем эффективным принимают параметры кислотного состава, при котором отношение абсолютной проницаемости керна после закачки к абсолютной проницаемости до закачки составляет не менее 1000 д. ед., перед проведением кислотной обработки призабойной зоны пласта ствол рассматриваемой скважины промывают, спускают и поднимают шаблон, затем в скважину спускают компоновку, снизу-вверх состоящую из воронки, насосно-компрессорных труб - НКТ, пакера выше кровли пласта и НКТ до устья, закачку кислотного состава и сопутствующих рабочих жидкостей вдут по НКТ, причем максимальное устьевое давление в процессе работ не должно превышать 10 МПа, закачку осуществляют в 2-4 этапа, каждый из этапов включает в себя последовательную закачку следующих компонентов в объеме: отклонителя 15-40%, растворителя 10-35%, кислотного раствора 75-25%, после последнего этапа закачки все закачанные в скважину компоненты продавливают, затем закрывают задвижки на устьевом оборудовании и скважину оставляют на режим ожидания на 3-10 часов.

Сущность изобретения

Под доманиковыми нефтяными отложениями понимают неоднородные слабопроницаемые карбонатные коллекторы с проницаемостью, варьирующей в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10^-6 мкм²). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10^-3 мкм²). Согласно постановлению Правительства РФ №700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет осуществлять экономически рентабельную разработку доманиковых коллекторов.

На дебит нефти скважин доманиковых нефтяных отложений существенное влияние оказывает эффективность создаваемой гидродинамической связи между пластом и скважиной. Основной проблемой является низкая проницаемость коллектора, что приводит к низким дебитам скважин. Одним из решений данной проблемы является закачка кислотных составов в пласт. Однако, существующие технические решения не в полной мере позволяют достаточно эффективно решить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки.

Способ реализуют следующим образом.

На участке залежи, представленной слабопроницаемыми доманиковыми нефтяными карбонатными отложениями, бурят вертикальную и/или наклонно-направленную добывающую скважину. В процессе бурения отбирают керн.

По данным замера абсолютной проницаемости отобранного керна выделяют слабопроницаемый карбонатный нефтенасыщенный пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД. Проведение мероприятий на коллекторе с указанной проницаемостью позволяет перевести разработку и освоение нетрадиционных коллекторов доманиковых отложений предлагаемым способом в разряд эффективных с точки зрения экономики (ввиду нулевых или пониженных НДПИ).

Скважину обсаживают, вторично вскрывают в указанном пласте, причем расстояние от нижних интервалов перфорации указанного пласта до водонефтяного контакта (ВНК) устанавливают на уровне не менее 5-10 м. Согласно расчетам, при расстоянии до ВНК менее указанного интервала, возникает вероятность быстрого прорыва воды, что снижает эффективность способа.

Предварительно на керне, отобранном из данной скважины, проводят лабораторные исследования по закачке кислотного состава. В процессе лабораторных экспериментов определяют параметры наиболее эффективного кислотного состава. Эффективность в свою очередь определяют, как отношение абсолютной проницаемости керна после закачки к абсолютной проницаемости до закачки. Данная эффективность должна составлять не менее 1000 д. ед. Согласно исследованиям, для большинства карбонатных слабопроницаемых коллекторов увеличение проницаемости в масштабах керна менее, чем в 1000 раз приводит к снижению эффективности закачки кислотного состава в масштабах призабойной зоны пласта.

Перед проведением кислотной обработки призабойной зоны пласта ствол рассматриваемой скважины промывают и шаблонируют. Затем в скважину спускают компоновку, снизу-вверх состоящую из воронки, насосно-компрессорных труб (НКТ), пакера выше кровли пласта и НКТ до устья.

Закачку кислотного состава и сопутствующих рабочих жидкостей ведут по НКТ, причем максимальное устьевое давление в процессе работ не должно превышать 10 МПа. Согласно расчетам, при превышении устьевого давления 10 МПа возникает опасность негативного воздействия кислотного состава на оборудование скважины.

Закачку кислотного состава осуществляют в 2-4 этапа. Каждый из этапов включает в себя последовательную закачку следующих компонентов в объеме:

- отклонителя 15-40%,

- растворителя 10-35%,

- кислотного раствора 75-25%.

Согласно исследованиям, при однократной закачке в пласт кислотного состава эффективность способа невысокая ввиду низкого охвата закачиваемыми компонентами пласта. При количестве этапов 5 и более дальнейшего прироста эффективности способа не наблюдается. Приведенное соотношение последовательно закачиваемых компонентов определено в ходе лабораторных и промысловых исследований. Превышение или недобор одного из компонентов приводит к снижению эффективности способа, т.к. воздействие при этом на пласт является не оптимальным и потенциал дебита не достигает своего максимального значения.

После завершающего этапа закачки все закачанные в скважину компоненты продавливают товарной нефтью. Затем закрывают задвижки на устьевом оборудовании и скважину оставляют на реагирование на 3-10 часов. Согласно исследованиям, время ожидания менее 3 часов недостаточно, т.к. кислотный состав не полностью успевает осуществить взаимодействие с породой, тогда как более 10 часов не имеет смысла, т.к. дальнейшего взаимодействия с породой не происходит.

После ожидания реагирования проводят освоение добывающей скважины и начинают вести отбор продукции.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки зоны дренирования скважины.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности разработки и освоения нетрадиционных коллекторов.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Участок нефтяной залежи представлен слабопроницаемыми доманиковыми карбонатными отложениями с ВНК. На данном участке бурят наклонно-направленную добывающую скважину. В процессе бурения отбирают керн. По данным замера абсолютной проницаемости отобранного керна выделяют слабопроницаемый карбонатный нефтенасыщенный пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора 2 мД. Средняя общая толщина пласта составляет 30 м, из которых 12 м - эффективная нефтенасыщенная толщина. Кровля пласта расположена на глубине 1610 м, начальное пластовое давление составляет 16 МПа. Скважину обсаживают и вторично вскрывают, причем расстояние от нижних интервалов перфорации указанного пласта до ВНК устанавливают на уровне не менее 5-10 м.

Предварительно на керне, отобранном из данной скважины, проводят лабораторные исследования по закачке кислотного состава. В процессе лабораторных экспериментов определяют параметры наиболее эффективного кислотного раствора, мас. %:

- стабилизатор железа (марка эфрил) - 2,

- деэмульгатор (марка эфрил) - 1,

- ПАВ (марка эфрил) - 2,

- соляная кислота (18%-ой концентрации) - 95.

Эффективность (отношение абсолютной проницаемости керна по керосину после закачки к абсолютной проницаемости по керосину до закачки) составила, согласно лабораторным экспериментам, 1000 д. ед.

Перед проведением кислотной обработки призабойной зоны пласта ствол рассматриваемой скважины промывают и шаблонируют. Затем в скважину спускают компоновку, снизу-вверх состоящую из воронки, НКТ, пакера выше кровли пласта и НКТ до устья. В качестве НКТ используют стеклопластиковые трубы (например, фирмы ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб»). Воронку и пакер выполняют из материалов, устойчивых к воздействию кислотного состава. Закачку кислотного состава и сопутствующих рабочих жидкостей ведут по НКТ, причем максимальное устьевое давление в процессе работ не должно превышать 10 МПа.

Закачку кислотного состава осуществляют в 2 этапа. Каждый из этапов включает в себя последовательную закачку следующих компонентов в объеме:

- отклонителя (загущенный кислотный состав) 15% или 7,5 м³,

- растворителя (ИНТАТ) 10% или 5,0 м³,

- кислотного раствора 75% или 37,5 м³.

Общий объем закачиваемых на одном этапе компонентов составляет 50 м³.

После завершающего этапа закачки все закачанные в скважину компоненты продавливают товарной нефтью в объеме 20 м³. Затем закрывают задвижки на устьевом оборудовании и скважину оставляют на реагирование на 3 часа. После ожидания реагирования проводят освоение добывающей скважины и начинают вести отбор продукции.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки зоны дренирования скважины.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор доманиковых отложений характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Закачку кислотного состава осуществляют в 4 этапа. Каждый из этапов включает в себя последовательную закачку следующих компонентов в объеме:

- отклонителя (загущенный кислотный состав) 40% или 20,0 м³,

- растворителя (ИНТАТ) 35% или 17,5 м³,

- кислотного раствора 25% или 12,5 м³.

После завершающего этапа закачки скважину оставляют на ожидание реагирования на 10 часов.

В результате проведения кислотной обработки дебит нефти скважины составил 14 т/сут при обводненности 18%. По прототипу при прочих равных условиях дебит нефти скважины составил 10 т/сут при обводненности 27%. Прирост дебита нефти по предлагаемому способу - 4 т/сут и снижение обводненности на 9%. В результате эксплуатации скважины, ограниченной снижением дебита нефти менее экономически рентабельного значения 0,5 т/сут, по предлагаемому способу было добыто 23,4 тыс.т нефти, по прототипу - 19,8 тыс.т. Прирост накопленной добычи нефти по предлагаемому способу - 3,6 тыс. т.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность эксплуатации скважины доманиковых отложений, повысить начальный дебит и накопленную добычу нефти скважины за счет применения специальной закачки кислотного состава.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности разработки и освоения нетрадиционных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки и освоения слабопроницаемых неоднородных коллекторов. В способе разработки и освоения нетрадиционных коллекторов доманиковых нефтяных отложений, включающем бурение, вторичное вскрытие, закачку кислотного состава в скважину порциями, освоение после обработки и отбор продукции из добывающей скважины, в скважине выделяют слабопроницаемый карбонатный нефтенасыщенный пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД и расстоянием от нижних интервалов перфорации указанного пласта до водонефтяного контакта не менее 5-10 м. В процессе бурения из указанного пласта отбирают керн, на данном керне проводят лабораторные исследования по закачке кислотного состава. Эффективными принимают параметры кислотного состава, при которых отношение абсолютной проницаемости керна после закачки к абсолютной проницаемости до закачки составляет не менее 1000 д. ед. Перед проведением кислотной обработки призабойной зоны пласта ствол рассматриваемой скважины промывают и шаблонируют, затем в скважину спускают компоновку, снизу вверх состоящую из воронки, насосно-компрессорных труб НКТ, пакера выше кровли пласта и НКТ до устья. Закачку кислотного состава и сопутствующих рабочих жидкостей ведут по НКТ, причем максимальное устьевое давление в процессе работ не должно превышать 10 МПа. Закачку осуществляют в 2-4 этапа. Каждый из этапов включает в себя последовательную закачку следующих рабочих жидкостей в объеме: отклонителя 15-40%, растворителя 10-35%, кислотного раствора 75-25%. После завершающего этапа закачки все закачанные в скважину компоненты продавливают товарной нефтью, затем закрывают задвижки на устьевом оборудовании и скважину оставляют на ожидание реагирования на 3-10 ч. 2 пр.

Способ разработки и освоения нетрадиционных коллекторов доманиковых нефтяных отложений, включающий бурение, вторичное вскрытие, закачку кислотного состава в скважину порциями, освоение после обработки и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в скважине выделяют слабопроницаемый карбонатный нефтенасыщенный пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД и расстоянием от нижних интервалов перфорации указанного пласта до водонефтяного контакта не менее 5-10 м, в процессе бурения из указанного пласта отбирают керн, на данном керне проводят лабораторные исследования по закачке кислотного состава, причем эффективными принимают параметры кислотного состава, при которых отношение абсолютной проницаемости керна после закачки к абсолютной проницаемости до закачки составляет не менее 1000 д. ед., перед проведением кислотной обработки призабойной зоны пласта ствол рассматриваемой скважины промывают и шаблонируют, затем в скважину спускают компоновку, снизу вверх состоящую из воронки, насосно-компрессорных труб НКТ, пакера выше кровли пласта и НКТ до устья, закачку кислотного состава и сопутствующих рабочих жидкостей ведут по НКТ, причем максимальное устьевое давление в процессе работ не должно превышать 10 МПа, закачку осуществляют в 2-4 этапа, каждый из этапов включает в себя последовательную закачку следующих рабочих жидкостей в объеме: отклонителя 15-40%, растворителя 10-35%, кислотного раствора 75-25%, после завершающего этапа закачки все закачанные в скважину компоненты продавливают товарной нефтью, затем закрывают задвижки на устьевом оборудовании и скважину оставляют на ожидание реагирования на 3-10 ч.