Способ повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона Российский патент 2024 года по МПК E21B43/30 E21B43/20 C09K8/584 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи карбонатных коллекторов среднего карбона, эксплуатируемой при помощи заводнения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных и горизонтальных стволов нагнетательных и добывающих скважин, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят с образованием круга, внутри которого вертикальные стволы добывающих скважин размещают по площадной схеме, а снаружи вертикальные стволы добывающих скважин размещают по рядной схеме, при этом образование круга горизонтальных стволов нагнетательных скважин осуществляют путем бурения одной круговой или двух полукруговых или четырех четвертькруговых горизонтальных стволов (патент SU № 1831563, опубл. 30.07.1993).

Недостатком данного способа является длина горизонтального участка ствола. Большая протяженность горизонтального участка нагнетательной скважины не позволяет в полном объеме вытеснять нефть, т.к. не контролируется объем поступаемой закачиваемой жидкости в «носок» ствола.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий замкнутое воздействие на элемент системы разработки пласта с запасами нефти с размещением нагнетательных скважин по замкнутому периметру, добывающих скважин – внутри периметра, при этом нагнетательные скважины размещают так, что угол между направлениями вытеснения нефти от смежных нагнетательных рядов не превышает 90°, а запасы нефти между линиями нагнетания и первым рядом добывающих скважин в элементе составляют не менее 75% от общих запасов нефти элемента системы разработки (патент SU № 1825395, опубл. 30.06.1993).

Недостатком данного способа является снижение коэффициента охвата пласта карбонатных залежей и повышение риска прорыва воды по причине наличия высокопроницаемых трещин и неоднородности строения залежи при нерегулируемых объемах закачки рабочего агента.

Известен способ повышения нефтеотдачи, включающий бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта и нагнетательных скважин со вскрытием продуктивного пласта, ввод в эксплуатацию добывающих скважин, закачку воздуха, воды и поверхностно-активного вещества (ПАВ) через нагнетательные скважины, вытеснение и добычу нефти через добывающие скважины (патент RU № 2123586, опубл. 20.12.1998). Поверхностно-активное вещество добавляют в воду перед ее смешением с газом, в качестве водогазового раствора закачивают однофазный газовый раствор в предпереходном фазовом состоянии при отношении объемов газа к воде, обеспечивающем полное насыщение воды газом при пластовых условиях, поддержание в процессе закачки отношения забойного давления к пластовому менее двух, при этом в качестве газовой фазы в водогазовом растворе используют углеводородный газ, а в качестве поверхностно-активного вещества добавляют 0,01-1% катионного поверхностно-активного вещества.

Известный способ не обеспечивает полный охват пласта воздействием и, как следствие, отрицательно сказывается на нефтеотдаче пласта. Также недостатком способа является сложность процесса, связанная с использованием углеводородного газа и интенсивная коррозия нефтепромыслового оборудования.

Наиболее близким является способ увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи, включающий бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта и нагнетательных скважин со вскрытием продуктивного пласта, ввод в эксплуатацию добывающих скважин, закачку рабочего агента в нефтеносный пласт через нагнетательные скважины при постоянном давлении, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1985, с.154 и 155). В качестве рабочего агента в нефтеносный пласт закачивают воду и воздух. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа пропорционально отношению объемов мелких пор и крупных пор в коллекторе.

Недостатком способа является низкая эффективность из-за высокого газо-водяного фактора, связанного с тем, что основная доля воздуха не растворяется в воде даже при высоких давлениях нагнетания и, в результате чего, закачиваемый агент имеет двухфазный характер, что влечет за собой прорывы воздуха к добывающим скважинам в карбонатных коллекторах среднего карбона и, как следствие, снижение охвата пласта вытеснением, из-за сложности контроля объемов закачиваемого агента, из-за необходимости увеличения числа нагнетательных скважин для повышения коэффициента охвата залежи закачиваемым агентом, из-за повышения коррозии внутрискважинного оборудования, связанного с закачкой большого количества воздуха, из-за высокой вероятности прорыва воды в карбонатном коллекторе, из-за точечной закачки агента из вертикальных нагнетательных скважин, из-за сложности обеспечения требуемого уровня приемистости. Для исключения отрицательного влияния этих факторов требуется оптимальное размещение скважин, их эксплуатация, целенаправленное использование метода увеличения нефтеотдачи пластов.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи в карбонатных коллекторах среднего карбона за счет увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, обеспечения требуемого уровня приемистости, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет предлагаемой системы заводнения, контроля объемов закачиваемого рабочего агента в нефтеносный пласт. Также расширяет арсенал способов повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона.

Технический результат достигается способом повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона, включающим бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта и нагнетательных скважин со вскрытием продуктивного пласта, ввод в эксплуатацию добывающих скважин, закачку рабочего агента в нефтеносный пласт через нагнетательные скважины при постоянном давлении, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Новым является то, что горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят с образованием круга, внутри и снаружи которого равноудаленно размещают по круговой схеме вертикальные стволы добывающих скважин, добывающие скважины размещают на расстоянии 150 м между скважинами, при этом диаметр внутреннего круга добывающих скважин зависит от запасов нефти и предварительных расчетов выработки запасов, расстояние между кругами добывающих скважин выполняют равным – 500 м, горизонтальные нагнетательные скважины размещают на расстоянии 300-350 м друг от друга, длину горизонтального ствола нагнетательной скважины выполняют равной 200 м, определяют начальное пластовое давление Р_пл и интервал нефтеносного пласта в добывающей скважине, осуществляют перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах, вводят в эксплуатацию добывающие скважины, в качестве рабочего агента в нагнетательные скважины закачивают смесь воздуха, воды, ПАВ и ингибитора коррозии с суточным объемом на одну скважину, равным 40-50 м³/сут, и давлением равным 1,5⋅Р_пл, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт.

Также новым является то, что в качестве ПАВ применяют неонол АФ 9-10 или АФ 9-12.

Также новым является то, что в качестве ингибитора коррозии применяют Ингибитор И-1-А или Ингибитор ИКБ-4-1.

Также новым является то, что в качестве рабочего агента в нагнетательные скважины закачивают смесь воздуха, воды, ПАВ и ингибитора коррозии в процентном соотношении по объему 40:50:5:5 соответственно.

На фиг. 1 изображена схема размещения скважин.

Сущность способа повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона заключается в следующем.

Бурят добывающие 1 скважины со вскрытием нефтеносного пласта и нагнетательные 2 скважины со вскрытием продуктивного пласта. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят максимально приближенно с образованием круга, внутри и снаружи которого равноудаленно размещают по круговой схеме вертикальные стволы добывающих скважин. Добывающие скважины размещают на расстоянии 150 м между скважинами. Диаметр внутреннего круга добывающих скважин зависит от запасов нефти и предварительных расчетов выработки запасов. Расстояние между кругами добывающих скважин выполняют равным – 500 м, горизонтальные нагнетательные скважины размещают на расстоянии между устьями 300-350 м друг от друга. Длина горизонтального ствола нагнетательной скважины равна 200 м. Количество кругов размещения скважин зависит от размеров залежи и площади нефтеносности. Размеры следующих кругов зависят от внутреннего. Применение такой сетки бурения скважин обеспечивает требуемый уровень приемистости, обеспечивающий исключение прорыва воды в карбонатном коллекторе, обеспечивает равномерную по горизонтальному стволу нагнетательной скважины закачку, а также снижает риск обводнения скважин в условиях заводнения. Предварительно при бурении определяют начальное пластовое давление Р_пл и интервал нефтеносного пласта в добывающей скважине. Осуществляют перфорацию продуктивной части пласта в добывающих и нагнетательных скважинах. Вводят в эксплуатацию добывающие скважины. В качестве рабочего агента в нагнетательные скважины закачивают смесь воздуха, воды, ПАВ и ингибитора коррозии в процентном соотношении по объему 40:50:5:5 соответственно, с суточным объемом на одну скважину равным 40-50 м³/сут и давлением равным 1,5·Р_пл, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт. Отбор продукции из продуктивного пласта выполняют через добывающие скважины.

В качестве устройства для смешивания воздуха с водой возможно использование, например, жидкостно-газового эжектора (водоструйного насоса), устанавливаемого в скважине в нижней части колонны насосно-компрессорных труб над пакером. На блочной кустовой насосной станции в воду в дозаторный блок, через который она проходит, подается ПАВ и ингибитор. От насосной установки вода, обработанная ПАВ, например неонолом АФ 9-10 или АФ 9-12, и ингибитором коррозии, с помощью дозаторного блока, подается через водораспределительную батарею по нагнетательному водоводу в нагнетательную скважину и прокачивается по колонне насосно-компрессорных труб через жидкостно-газовый эжектор. В качестве воды используется сточная вода, подготовленная путем отделения от нефти на УПС, характеризующаяся следующими показателями: плотностью от 1030 до 1177 кг/м³; общей минерализацией от 43 до 275 г/дм³; значением водородного показателя (рН) от 4,9 до 6,8; концентрацией растворенного H2S от 18 до 267 мг/дм³; концентрацией СВБ до 101 клеток/см³; отсутствием ионов железа (Feобщ.); концентрацией нефти от 7 до 123 мг/дм³; концентрацией ТВЧ от 2 до 14 мг/дм³.

Воздух подается в затрубное пространство нагнетательной скважины и далее на прием жидкостно-газового эжектора, где происходит подсос и смешивание воздуха с жидкостью и закачка водовоздушной смеси, обработанной ПАВ и ингибитором в пласт.

Предлагаемая система размещения скважин и закачка рабочего агента обеспечивают увеличение нефтеотдачи пластов за счет контроля заводнения, исключения преждевременного прорыва воды в добывающую скважину, расширения охвата пласта вытеснением при использовании оптимального количества нагнетательных скважин, снижения коррозии внутрискважинного оборудования, обеспечения требуемого уровня приемистости. Расширяется арсенал способов повышения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах среднего карбона.

В качестве ингибитора коррозии возможно применить, например, Ингибитор И-1-А (ТУ 38-103246-87), представляющий собой вязкую темно-коричневую жидкость с характерным запахом пиридинов, почти не растворяется в воде, хорошо растворяется в органических растворителях, а также в соляной, серной и других сильных кислотах, Ингибитор ИКБ-4-1 (ТУ 38.101460-74 с изменениями 1.2.3.4).

Добавка ингибитора, который является псевдокатионным ПАВ, к закачиваемой воде способствует гидрофобизации порового пространства в процессе фильтрации водовоздушного раствора по пласту и, как следствие, к увеличению его вязкоупругих свойств. В результате закачиваемый водовоздушный раствор в совокупности с горизонтальной нагнетательной скважиной в предпереходном фазовом состоянии более равномерно поступает в высоко- и низкопроницаемые пропластки, тем самым увеличивается охват залежи вытеснением и нефтеотдача пласта. Кроме того, добавки катионного ПАВ и ингибитора значительно снижают коррозию нефтепромыслового оборудования вследствие воздействия водо-воздушной смеси на металл.

Далее осуществляют отбор жидкости насосом из реагирующих добывающих скважин.

Пример осуществления способа.

Выбрали опытный участок карбонатной залежи башкирского яруса размерами 1 км². Пробурили 6 добывающих скважин в первом внутреннем круговом ряду площадью 0,065 км² на расстоянии 150 м друг от друга, 9 добывающих скважин во втором внешнем круговом ряду, при этом расстояние между рядами составило 500 м. Средний начальный дебит по одной скважине по нефти составил 5,3 т/сут.

Предварительно определили начальное пластовое давление Рпл=8,8 МПа, нефтеносный интервал в добывающей скважине 7,1 м.

Пробурили 3 нагнетательные скважины с горизонтальным окончанием длиной 200 м со вскрытием продуктивного пласта между круговыми рядами добывающих скважин на расстоянии друг от друга 300-350 м.

Далее заводнение продуктивного пласта осуществили за счет закачки в нагнетательные скважины смеси воздуха, воды, ПАВ и ингибитора в процентном соотношении 40:50:5:5 соответственно с суточным объемом равным 50 м³/сут и давлением равным 13,2 МПа.

Далее осуществили отбор жидкости насосом из реагирующих добывающих скважин. Максимальный средний дебит по одной скважине по нефти составил 7,2 т/сут, прирост по нефти составил 1,9 т/сут (пример 1 в таблице).

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах среднего карбона выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. (примеры 2-7).

Таблица. Результаты осуществления способа повышения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах среднего карбона

№ примера Начальное пластовое давление Рпл, МПа Расстояние между нагнетательными скважинами, м Начальный дебит скважины по нефти, т/сут Закачка смеси Максимальный дебит по скважине, т/сут Прирост по нефти, т/сут Суточный объем, м³/сут Давление закачки, МПа 1 8,8 350 5,3 50 13,2 7,2 1,9 2 9,5 300 5,1 40 14,3 6,1 1,0 3 9,4 310 4,6 42 14,1 5,9 1,3 4 8,7 320 4,2 45 13,1 5,2 1,0 5 9,6 330 3,9 50 14,4 5,1 1,2 6 8,1 340 4,4 45 12,2 4,9 0,5 7 8,7 350 5,6 48 13,1 6,4 0,8

Полученные результаты показывают, что повышается нефтеотдача в карбонатных коллекторах среднего карбона за счет увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет изменения схемы размещения нагнетательных скважин, рационального размещения добывающих скважин, предлагаемой системы заводнения, контроля объемов закачиваемого рабочего агента в нефтеносный пласт, обеспечения требуемого уровня приемистости, организации системы поддержания пластового давления.

Изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи в карбонатных коллекторах среднего карбона, а также данное решение расширяет арсенал способов повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона. Способ включает бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта и нагнетательных скважин со вскрытием продуктивного пласта. Также включает ввод в эксплуатацию добывающих скважин. Также включает закачку рабочего агента в нефтеносный пласт через нагнетательные скважины при постоянном давлении. Также включает отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят с образованием круга, внутри и снаружи которого равноудаленно размещают по круговой схеме вертикальные стволы добывающих скважин. Добывающие скважины размещают на расстоянии 150 м между скважинами. Диаметр внутреннего круга добывающих скважин зависит от запасов нефти и предварительных расчетов выработки запасов. Расстояние между кругами добывающих скважин выполняют равным – 500 м. Горизонтальные нагнетательные скважины размещают на расстоянии 300-350 м друг от друга. Длину горизонтального ствола нагнетательной скважины выполняют равной 200 м. Также способ включает определение начального пластового давление Р_пл и интервал нефтеносного пласта в добывающей скважине. Также осуществляют перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Также вводят в эксплуатацию добывающие скважины. В качестве рабочего агента в нагнетательные скважины закачивают смесь воздуха, воды, ПАВ и ингибитора коррозии в процентном соотношении по объему 40:50:5:5 соответственно, с суточным объемом на одну скважину, равным 40-50 м³/сут, и давлением, равным 1,5⋅Р_пл, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

1. Способ повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона, включающий бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта и нагнетательных скважин со вскрытием продуктивного пласта, ввод в эксплуатацию добывающих скважин, закачку рабочего агента в нефтеносный пласт через нагнетательные скважины при постоянном давлении, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, отличающийся тем, что горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят с образованием круга, внутри и снаружи которого равноудаленно размещают по круговой схеме вертикальные стволы добывающих скважин, добывающие скважины размещают на расстоянии 150 м между скважинами, при этом диаметр внутреннего круга добывающих скважин зависит от запасов нефти и предварительных расчетов выработки запасов, расстояние между кругами добывающих скважин выполняют равным – 500 м, горизонтальные нагнетательные скважины размещают на расстоянии 300-350 м друг от друга, длину горизонтального ствола нагнетательной скважины выполняют равной 200 м, определяют начальное пластовое давление Р_пл и интервал нефтеносного пласта в добывающей скважине, осуществляют перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах, вводят в эксплуатацию добывающие скважины, в качестве рабочего агента в нагнетательные скважины закачивают смесь воздуха, воды, ПАВ и ингибитора коррозии в процентном соотношении по объему 40:50:5:5 соответственно, с суточным объемом на одну скважину, равным 40-50 м³/сут, и давлением, равным 1,5⋅Р_пл, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт.

2. Способ повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ применяют неонол АФ 9-10 или АФ 9-12.

3. Способ повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора коррозии применяют Ингибитор И-1-А или Ингибитор ИКБ-4-1.