Способ повышения нефтеотдачи высоковязкой нефти карбонатного коллектора Российский патент 2024 года по МПК E21B43/24 E21B43/27 C09K8/592 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти, направленным на интенсивную эксплуатацию карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью, со специальным режимом и объемами закачиваемой воды.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2368769, МПК E21B 43/27, опубл. 27.09.2009), включающий циклическую закачку в пласт кислотного раствора и блокирующего состава. Кислотный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество и стабилизатор ионов железа, в качестве блокирующего состава используют водный гель на основе полисахарида со сшивателем, объем водного геля составляет 40-70% от объема кислотного раствора, при закачке их диспергируют азотом, обработку завершают закачкой указанного кислотного раствора с продавкой его технической водой и азотом.

Недостатком данного способа является закупорка высокопроницаемых зон в процессе проведения работ на скважине, что существенно влияет на эффективность воздействия на пласт из-за невозможности осуществления полной очистки трещин от блокирующего состава.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2198290, МПК E21B 43/27, опубл. 10.02.2003), включающий последовательную закачку в пласт раствора, содержащего щелочь - гидроксид щелочного металла, буфера и двух кислотных растворов в два этапа, сначала содержащий соляную, затем плавиковую кислоту, и освоение скважины без выдержки растворов на реагирование в пласте. Буфером разделяют и кислотные растворы, в качестве буфера закачивают газ, а концентрацию растворов принимают с обеспечением минимальной вязкости продуктов при сохранении реактивной способности кислот.

Недостатком данного способа является то, что кислотный раствор наряду с продуктивной зоной закачивают также в зоны повышенной фильтрации воды, где, разлагаясь и реагируя с породой коллектора, со временем расширяет каналы поступления воды в призабойную зону скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент RU № 2114292, МПК E21B 43/27, C09K8/74, опубл. 27.06.1998), включающий закачку в призабойную зону газированного кислотного раствора. Объем газообразного агента выбирается из условия полного насыщения им кислотного раствора при пластовом давлении и температуре, а отношение забойного давления в процессе закачки к пластовому поддерживают меньше двух, при этом перед закачкой кислотного раствора в него добавляют 0,01-1% катионного поверхностно-активного вещества.

К недостаткам способа относится низкая эффективность при обработке карбонатного коллектора, содержащего высоковязкую нефть, т.к. отсутствует система заводнения пласта, позволяющая увеличить коэффициент вытеснения нефти из зон с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. В связи с отсутствием системы поддержания пластового давления физические процессы в пласте протекают недостаточно активно, что снижает выработку нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, насыщенных высоковязкой нефтью. Также при использовании данного метода требуется высокий объем расхода кислоты и газообразного агента для повышения проницаемости в пласт.

Техническим результатом изобретения является повышение выработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, насыщенных высоковязкой нефтью, путем снижения вязкости нефти, увеличения охвата коллектора воздействием, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет создания в коллекторе условий смешивающегося вытеснения нефти водогазокислотным раствором, ускорения процесса заводнения низкопроницаемых зон, повышения проникновения закачиваемого агента в трещины и поры коллектора и обеспечения требуемого уровня приемистости.

Технический результат достигается способом повышения нефтеотдачи высоковязкой нефти карбонатного коллектора, включающим закачку газированного кислотного раствора в добывающие скважины, последующее вытеснение газированного кислотного раствора закачкой воды в нагнетательные скважины, добычу жидкости через добывающие скважины.

Новым является то, что предварительно определяют толщину пласта, пластовое давление Рпл, бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 300 м, и два ряда нагнетательных скважин, параллельно и симметрично расположенных относительно ряда добывающих скважин на расстоянии 350-400 м, далее осуществляют одновременную закачку в призабойную зону добывающих скважин газированного кислотного раствора температурой 100-110°С, в объеме 14 м³ на 1 погонный м толщины пласта, при этом соотношение кислотного раствора к газообразному агенту 1:4 соответственно, в качестве кислотного раствора используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты с массовой долей хлористого водорода 22-24%, в качестве газообразного агента используют попутный нефтяной газ, далее осуществляют технологическую выдержку 36-48 ч, после чего повторяют одновременную закачку в призабойную зону добывающих скважин газированного кислотного раствора температурой 100-110°С, далее осуществляют технологическую выдержку 24-36 ч, после чего в два ряда нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку воды объемом 40-60 м³/сут и давлением 1,5*Рпл, но не более предельно допустимого.

На фигуре изображена схема сетки скважин, по которой разрабатывают карбонатный коллектор, где 1 - нагнетательная скважина, 2 -добывающая скважина.

Способ реализуется при использовании следующих компонентов:

- соляная кислота - жидкость от бесцветного до желтого цвета, массовая доля хлористого водорода в пределах 22-24 %, плотность при 20°С, г/см³ в пределах 1,108-1,119. Выпускается по ГОСТ 857-95 «Кислота соляная синтетическая техническая. Технические условия»;

- попутный нефтяной газ;

- вода - техническая вода.

Сущность способа состоит в следующем.

Предварительно определяют толщину пласта, пластовое давление Рпл.

Бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 300 м, и в два ряда нагнетательных скважин 1, параллельно и симметрично расположенных относительно ряда добывающих скважин 2 на расстоянии 350-400 м.

Далее осуществляют одновременную закачку в призабойную зону добывающих скважин 2 газированного кислотного раствора температурой 100-110°С, в объеме 14 м³ на 1 погонный м толщины пласта, при этом соотношение кислотного раствора к газообразному агенту 1:4 соответственно. Подобранная температура кислотного раствора обеспечивает полную очистку призабойной зоны пласта от асфальтено-парафиновых отложений и других загрязнений для дальнейшего проникновения раствора в пласт. Выбранное соотношение обеспечивает полное насыщение газообразным агентом кислотного раствора при пластовом давлении Рпл и температуре Тпл. В качестве кислотного раствора используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты с массовой долей хлористого водорода 22-24 %. В качестве газообразного агента используют попутный нефтяной газ. По мере насыщения кислотного раствора парами газообразного агента его проникающая способность возрастает, т.к. снижается поверхностное натяжение на границе с породой коллектора. Газированный кислотный раствор проникает в самые мельчайшие трещины и поровые каналы, куда кислоты и водные растворы не способны попасть из-за противодействия капиллярных сил. Увеличивается охват коллектора воздействием. В коллекторе происходит фазовый переход закачиваемого газированного кислотного раствора в газообразное состояние. Таким образом, в этой зоне будет происходить переход от поршневого вытеснения пластового флюида к смешивающемуся вытеснению водогазокислотным раствором, обусловленному растворением попутного нефтяного газа в пластовой нефти. При фазовом переходе объем газированного кислотного раствора увеличивается от нескольких раз до нескольких сот раз, тем самым выделяется дополнительная энергия, воздействующая на высоковязкую нефть для ее вытеснения, а также улучшаются реологические свойства (текучесть) нефти.

При этом на скважины кислотный раствор доставляют в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м³ или УР-20 емкостью 17 м³. Дополнительно используют цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего кислотный раствор на прием силового насоса агрегата «Азинмаш 30А». При этом перед закачкой выполняют подогрев кислотный раствор в автоцистерне до температуры 100-110°С путем спуска в автоцистерну металлической спирали и последующего ее нагрева. Совместно с кислотным раствором подают газообразный агент.

Далее осуществляют технологическую выдержку 36-48 ч.

После чего повторяют одновременную закачку в призабойную зону добывающих скважин 2 газированного кислотного раствора температурой 100-110°С. Повторная закачка увеличивает глубину растворения породы коллектора вследствие инициирования газовой фазой проникновения активной кислоты до самых отдаленных поровых каналов, что обусловливает их расширение, обеспечение требуемого уровня приемистости коллектора.

Далее осуществляют технологическую выдержку 24-36 ч.

После чего в два ряда нагнетательных скважин 1 осуществляют одновременную закачку воды объемом 40-60 м³/сут и давлением 1,5*Рпл, но не более предельно допустимого. Предшествующая обработка коллектора создает благоприятные условия и ускорение процесса заводнения низкопроницаемых зон пласта. Заводнение водой способствует высокому отмыванию залегающей нефти из низкопроницаемых трещин, увеличения коэффициента вытеснения нефти.

Далее осуществляют добычу жидкости через добывающие скважины 2.

Пример осуществления способа.

Предварительно определили толщину пласта 3 м, продуктивную часть пласта 3 м, пластовое давление Рпл 4,9 МПа, температуру Тпл 35°С.

Пробурили ряд добывающих скважин 2, расположенных друг от друга на расстоянии 300 м, и в два ряда нагнетательных скважин 1, параллельно и симметрично расположенных относительно ряда добывающих скважин 2 на расстоянии 350 м.

Далее одновременно закачали в призабойную зону добывающих скважин 2 газированного кислотного раствора температурой 100°С, в объеме 14 м³ на 1 погонный м толщины пласта, при этом соотношение кислотного раствора к газообразному агенту 1:4 соответственно.

Далее осуществляют технологическую выдержку 36 ч.

После чего повторили одновременную закачку в призабойную зону добывающих скважин 2 газированного кислотного раствора температурой 100°С.

Далее осуществляют технологическую выдержку 24 ч.

После чего в два ряда нагнетательных скважин 1 одновременно закачали воду объемом 40 м³/сут в каждую скважину и давлением 7,35 МПа.

Далее осуществили добычу жидкости через добывающие скважины 2.

Максимальный дебит по нефти после обработки составил 3,9 т/сут, прирост по нефти составил 0,9 т/сут (пример 1 в таблице).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их результаты приведены в таблице (примеры 2-8).

При изменении расстояния от ряда нагнетательных скважин 1 до ряда добывающих скважин 2 менее 350 м наблюдается риск преждевременного обводнения добывающих скважин 2. И более 400 м наблюдается низкая гидродинамическая связь между нагнетательными 1 и добывающими 2 скважинами.

При изменении концентрации соляной кислоты в кислотном растворе менее 15 % наблюдается низкая способность растворения породы карбонатного коллектора, более 15 % наблюдается высокая скорость реакции с породой коллектора.

При изменении соотношения газообразного агента к кислотному раствору наблюдается невысокая площадь проникновения агента в низкопроницаемые каналы коллектора.

При изменении температуры газированного кислотного раствора менее 100°С наблюдается снижение эффективности геолого-технических мероприятий, т.к. не происходит эффективной очистки призабойной зоны пласта. И более 110°С наблюдается нерентабельность технологии, т.к. процесс перестает изменяться.

При изменении объема закачки воды менее 40 м³/сут снижается эффективность вытесняющего агента при заданной сетке скважин, более 60 м³/сут повышается риск преждевременного обводнения добывающих скважин 2.

Таким образом, предлагаемый способ повышает выработку нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, насыщенных высоковязкой нефтью, путем снижения вязкости нефти, увеличения охвата коллектора воздействием, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет создания в коллекторе условий смешивающегося вытеснения нефти водогазокислотным раствором, ускорения процесса заводнения низкопроницаемых зон, повышения проникновения закачиваемого агента в трещины и поры коллектора и обеспечения требуемого уровня приемистости.

Таблица - Условия и результаты осуществления способа повышения нефтеотдачи высоковязкой нефти карбонатного коллектора

№ примера Толщина пласта, м Пластовое давление Рпл., МПа Дебит до проведения обработки, т/сут Расстояние от нагнетательных скважин до добывающих, скважин, м Температура газированного кислотного раствора, °С Объем газированного кислотного раствора, м³ Технологическая выдержка, ч Температура газированного кислотного раствора, ⁰С Объем газированного кислотного раствора, м³ Технологическая выдержка, ч Объем закачки воды в нагнетательную скважину, м³/сут Давление закачки воды в нагнетательную скважину, МПа Дебит после проведения способа, т/сут Прирост нефти, т/сут 1 3 4,9 3,0 350 100 42 36 100 42 24 40 7,35 3,9 0,9 2 2,9 4,6 3,1 360 105 40,6 38 105 40,6 26 45 6,9 4,2 1,1 3 3,4 5,1 1,2 370 104 47,6 40 104 47,6 28 50 7,65 2,2 1,0 4 2,6 3,3 1,6 380 106 36,4 42 106 36,4 30 55 4,95 2,8 1,2 5 2,5 3,6 1,9 390 108 35 44 108 35 32 42 5,4 3,4 1,5 6 3,2 3,8 4,5 400 110 44,8 48 110 44,8 36 60 5,7 5,3 0,8 7 3,3 4,2 0,5 380 103 46,2 46 103 46,2 34 48 6,3 1,9 1,4 8 4,1 4,4 2,0 350 107 57,4 33 107 57,4 25 54 6,6 3,3 1,3

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение выработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, насыщенных высоковязкой нефтью, путем снижения вязкости нефти, увеличения охвата коллектора воздействием, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет создания в коллекторе условий смешивающегося вытеснения нефти водогазокислотным раствором, ускорения процесса заводнения низкопроницаемых зон, повышения проникновения закачиваемого агента в трещины и поры коллектора и обеспечения требуемого уровня приемистости. В способе повышения нефтеотдачи высоковязкой нефти карбонатного коллектора, включающем закачку газированного кислотного раствора в добывающие скважины, последующее вытеснение газированного кислотного раствора закачкой воды в нагнетательные скважины, добычу жидкости через добывающие скважины, предварительно определяют толщину пласта и пластовое давление Рпл, бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 300 м, и два ряда нагнетательных скважин, параллельно и симметрично расположенных относительно ряда добывающих скважин на расстоянии 350-400 м. Далее осуществляют одновременную закачку в призабойную зону добывающих скважин газированного кислотного раствора температурой 100-110°С в объеме 14 м³ на 1 погонный м толщины пласта при этом соотношении кислотного раствора к газообразному агенту 1:4 соответственно. В качестве кислотного раствора используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты с массовой долей хлористого водорода 22-24%, в качестве газообразного агента используют попутный нефтяной газ. Далее осуществляют технологическую выдержку 36-48 ч, после чего повторяют одновременную закачку в призабойную зону добывающих скважин газированного кислотного раствора температурой 100-110°С. Далее осуществляют технологическую выдержку 24-36 ч, после чего в два ряда нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку воды объемом 40-60 м³/сут и давлением 1,5*Рпл, но не более предельно допустимого. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Способ повышения нефтеотдачи высоковязкой нефти карбонатного коллектора, включающий закачку газированного кислотного раствора в добывающие скважины, последующее вытеснение газированного кислотного раствора закачкой воды в нагнетательные скважины, добычу жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют толщину пласта, пластовое давление Рпл, бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 300 м, и два ряда нагнетательных скважин, параллельно и симметрично расположенных относительно ряда добывающих скважин на расстоянии 350-400 м, далее осуществляют одновременную закачку в призабойную зону добывающих скважин газированного кислотного раствора температурой 100-110°С, в объеме 14 м³ на 1 погонный м толщины пласта, при этом соотношение кислотного раствора к газообразному агенту 1:4 соответственно, в качестве кислотного раствора используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты с массовой долей хлористого водорода 22-24%, в качестве газообразного агента используют попутный нефтяной газ, далее осуществляют технологическую выдержку 36-48 ч, после чего повторяют одновременную закачку в призабойную зону добывающих скважин газированного кислотного раствора температурой 100-110°С, далее осуществляют технологическую выдержку 24-36 ч, после чего в два ряда нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку воды объемом 40-60 м³/сут и давлением 1,5*Рпл, но не более предельно допустимого.