Способ разработки заглинизированного карбонатного коллектора Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи заглинизированных карбонатных коллекторов.

Известен способ увеличения приемистости нагнетательных скважин (патент RU №2021497, МПК E21B 43/18, 43/25, опубл. 15.10.1994) путем закачки омагниченной воды. С целью повышения эффективности способа, омагничивание воды осуществляют, пропуская воду через поперечное магнитное поле напряженностью 3,7·10³-4,3·10³ А/м, омагниченную воду закачивают в объеме, равном поровому объему призабойной зоны, после чего производят технологическую выдержку до капиллярной пропитки мелких пор, многократно увеличивают и снижают давление в скважине до тех пор, пока фронт изменения давления достигнет фронта закачки, до прекращения увеличения приемистости скважины, после чего цикл повторяют с момента закачки омагниченной воды.

Недостатком способа является то, что повышается риск прорыва воды по высокопроницаемым трещинам карбонатного коллектора, в следствии увеличение давления закачки.

Известен способ закачки воды в нагнетательные скважины (патент RU №2077662, МПК E21B 43/20, 43/25, опубл. 20.04.1997), включающий обработку потока воды двумя разными физическими полями. Обработку потока воды двумя физическими полями осуществляют на поверхности до подачи его в скважину электрическим и магнитным полями, или электрическим полем и импульсным давлением, или импульсным давлением и магнитным полем, при этом импульсы давления создают величиной не менее 4 МПа, а электрическое и магнитное поля создают напряженностью соответственно 0,2-2,0 В/м и (20-50)⋅10³ А/м.

Недостатком способа является то, что созданное напряжение для омагничевания воды недостаточно, чтобы достичь необходимого коэффициента охвата пласта и отмыва углеводородных жидкостей из заглинизированного карбонатного коллектора.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны пласта (патент SU №1733626, МПК E21B 43/27, опубл. 15.05.1992), включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, обработку воды постоянным магнитным полем напряженностью не менее 2⋅10³ А/м, промывку нагнетательных скважин омагниченной водой, технологическую выдержку, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Промывку нагнетательных скважин омагниченной водой осуществляют до полного заполнения порового пространства омагниченной водой. Перед закачкой рабочий агент обрабатывают постоянным поперечным магнитным полем напряженностью не менее 2⋅10³ А/м. В качестве рабочего агента закачивают кислоту.

Недостатком способа является то, что обрабатывая добывающие скважины, снижают коэффициент охвата пласта. Также в способе не обозначено, как контролируют заполнение порового пространства, что повышает риск прорыва воды по высокопроницаемым каналам карбонатного коллектора и увеличения обводненности добывающих скважин.

Техническим результатом способа разработки заглинизированного карбонатного коллектора является увеличение коэффициента нефтеизвления, продление безводного режима эксплуатации скважины, за счет создания сетки добывающих и нагнетательных скважин, позволяющей равномерное вытеснение нефти, эффективного растворения загрязнения призабойной зоны продуктивного пласта, создания дополнительной сетки трещин карбонатного коллектора, наполнения порового пространства участка воздействия без риска прорыва воды к добывающим скважинам по высокопроницаемым каналам, улучшения фильтрационных характеристик заглинизированного карбонатного коллектора.

Технический результат достигается способом разработки заглинизированного карбонатного коллектора, включающим бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, обработку воды постоянным магнитным полем, промывку нагнетательных скважин омагниченной водой, технологическую выдержку, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что бурение осуществляют в один ряд добывающих скважин, и в два ряда нагнетательных скважин, исключая расположение нагнетательных напротив добывающей скважины, при этом расстояние между скважинами в рядах выдерживают в 250 м, а расстояние между рядами добывающих и нагнетальных скважин - в 350 м, определяют начальное пластовое давление Рпл, перфорированную мощность пласта, фактическую проницаемость пласта и скин-фактор, далее выделяют реагирующие добывающие скважины, в которые закачивают состав, состоящий из 15%-ного водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, диэтиленгликоля, ингибитора коррозии КИ-1 и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: 15%-ный водный раствор соляной кислоты - 55, уксусная кислота - 10, диэтиленгликоль - 15, ингибитор коррозии КИ-1 - 10, вода - остальное, объемом 0,5-1 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта при бароциклическом воздействии с частотой менее 0,5 Гц, при увеличении проницаемости пласта не менее 10 % от фактической и снижении скин-фактора до значения менее 0,07 осуществляют промывку каждой нагнетательной скважины омагниченной водой объемом 35 м³/сут и давлением 1,2 Рпл, не превышающим предельно-допустимое давление закачки, продолжительность промывки - 12 суток, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 10 суток, далее закачку рабочего агента в каждую нагнетательную скважину осуществляют объемом 35 м³/сут и давлением 1,2 Рпл, не превышающим предельно-допустимое давление закачки.

Способ реализуется при использовании следующих компонентов:

- 15%-ный водный раствор соляной кислоты - кислота синтетическая техническая, содержащая 15% масс. НСl, выпускается по ГОСТ 857-95;

- уксусная кислота - бесцветная, растворимая в воде жидкость с острым характерным запахом. Выпускается по ГОСТ 61 - 75;

- диэтиленгликоль - химическое соединение, представитель двухатомных спиртов. Является продуктом гидратации окиси этилена. Представляет собой бесцветную вязкую жидкость слегка маслянистой консистенции, не имеет запаха, обладает немного сладким вкусом. Растворяется водой, спиртом, скипидаром, ацетоном, плохо растворим в эфире, не растворим в хлороформе, алифатических и ароматических углеводородах. Выпускается по ГОСТ 10136-2019;

- ингибитор коррозии КИ-1 - применяется для борьбы с коррозией металла. Ингибитор практически не растворяется в воде, но хорошо растворяется в кислотах и органических растворителях. Выпускается по ТУ 2482-033-42942526-2002 изм.1-3;

- вода - техническая вода.

Сущность способа состоит в следующем.

Бурение осуществляют в один ряд добывающих скважин, и в два ряда нагнетательных скважин, исключая расположение нагнетательных напротив добывающей скважины, при этом расстояние между скважинами в рядах выдерживают в 250 м, а расстояние между рядами добывающих и нагнетальных скважин - в 350 м. Расположение скважин позволят равномерно вытеснять нефть из карбонатного коллектора, не создавая промытые зоны пласта.

Определяют начальное пластовое давление Рпл, перфорированную мощность пласта, фактическую проницаемость пласта и скин-фактор.

Далее выделяют реагирующие добывающие скважины, в которые закачивают состав, состоящий из 15%-ного водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, диэтиленгкликоля, ингибитора коррозии КИ-1 и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: 15%-ный водный раствор соляной кислоты - 55, уксусная кислота - 10, диэтиленгкликоль - 15, ингибитор коррозии КИ-1 - 10, вода - остальное, объемом 0,5-1 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта при бароциклическом воздействии с частотой менее 0,5 Гц. Такая частота воздействия создает волны давления субинфразвуковой частоты, которые хорошо проникают в пласт и не теряют быстро своей энергии при движении по пласту.

Для бароциклического воздействия в качестве пульсатора применяют оборудование П-94 «Геркулес», изготовленное по ТУ 3666.001.13784960.2013. Оборудование П-94 «Геркулес» состоит из корпуса, переводника с муфтой ВНКТ-73 и ловушки с отверстиями. В корпус установлены диафрагмы, разделяемые втулками. Диафрагмы установлены по мере уменьшения размера центрального промывочного отверстия к забою скважины. Оборудование П-94 «Геркулес» спускают на колонне насосно-компрессорных труб с пакером и механическим якорем до установки в интервале перфорации. В процессе закачки состава производят работы пульсатором, которые проводят следующим путем: с устья скважины сбрасывают поочередно, с перерывами на гидроудар, металлические шары, начиная с малого диаметра. При достижении шаром нижнего седла пульсатора с соответствующим диаметром промывочного канала, происходит набор давления и срез седла по проточкам с последующим падением части седла с шаром в полость ловушки. В момент разрыва диафрагмы избыточное давление передается на обрабатываемый пласт, за счет чего происходит разрушение кольматационного материала призабойной зоны продуктивного пласта, образование микротрещин, в которые поступает состав, растворяющий загрязнение продуктивного пласта. При этом происходит раскрытие дополнительной сетки трещин карбонатного коллектора. Пульсатор в процессе работы перемещают в осевом направлении по мере обработки призабойной зоны пласта. Глубина воздействия при такой технологии более 2 м.

Выполняют обработку воды постоянным магнитным полем напряженностью 51740 А/м.

При увеличении проницаемости пласта не менее 10% от фактической и снижении скин-фактора до значения менее 0,07 осуществляют промывку каждой нагнетательной скважины омагниченной водой объемом 35 м³/сут и давлением 1,2 Рпл, не превышающим предельно-допустимое давление закачки, продолжительность промывки - 12 суток. Выбранные параметры пласта (проницаемость и скин-фактор) позволяют наполнить поровое пространство участка воздействия без риска прорыва воды к добывающим скважинам по высокопроницаемым каналам.

Промывка омагниченной водой снимает набухаемость глины в пласте, тем самым улучшая фильтрационные характеристики заглинизированного карбонатного коллектора. В результате промывки омагниченной водой происходит компенсация магнитного поля пленок ферромагнетиков, в основном представленные гетитом, расположенных на поверхности твердой фазы пористой среды пласта. Это приводит к лучшему отмыву углеводородных жидкостей из карбонатов, увеличению коэффициента нефтеизвления и повышению эффективности разработки нефтяной залежи.

Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 10 суток. Среда заглинизированного карбонатного коллектора реагирует на магнитное воздействие не сразу, а через определенный период времени, равный 6-7 суток, а снятие магнитного поля приводит к затуханию эффекта магнитной обработки воды через 10 суток, поэтому режим работы нагнетательных скважин определен именно таким.

Далее закачку рабочего агента в каждую нагнетательную скважину осуществляют объемом 35 м³/сут и давлением 1,2 Рпл, не превышающим предельно-допустимое давление закачки. В качестве рабочего агента закачивают сточную воду.

Осуществляют отбор продукции из добывающих скважин.

Примеры практического применения способа

Пробурили в один ряд добывающих скважин, и в два ряда нагнетательных скважин, исключая расположение нагнетательных напротив добывающей скважины, при этом расстояние между скважинами в рядах выдержили в 250 м, а расстояние между рядами добывающих и нагнетальных скважин - в 350 м.

Определили начальное пластовое давление Рпл 7,5 МПа, перфорированную мощность пласта 3,5, фактическую проницаемость пласта 0,054 мкм² и скин-фактор 0,21.

Далее выделили реагирующие добывающие скважины в кол-ве 8, в которые закачали состав, состоящий из 15%-ного водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, диэтиленгкликоля, ингибитора коррозии КИ-1 и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: 15%-ный водный раствор соляной кислоты - 55, уксусная кислота - 10, диэтиленгкликоль - 15, ингибитор коррозии КИ-1 - 10, вода - остальное, объемом 0,9 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта при бароциклическом воздействии с частотой менее 0,5 Гц. Для бароциклического воздействия в качестве пульсатора применяли оборудование П-94 «Геркулес».

Выполнили обработку воды постоянным магнитным полем напряженностью 51740 А/м.

При проницаемости пласта 0,0594 мкм² и скин-фактора 0,052 осуществили промывку каждой нагнетательной скважины омагниченной водой объемом 35 м³/сут и давлением 9,0 МПа, не превышающим предельно-допустимое давление закачки, продолжительность промывки - 12 суток.

Затем осуществили технологическую выдержку продолжительностью 10 суток.

Далее закачку рабочего агента в каждую нагнетательную скважину осуществили объемом 35 м³/сут и давлением 9,0 МПа, не превышающим предельно-допустимое давление закачки. В качестве рабочего агента закачали сточную воду.

Осуществили отбор продукции из добывающих скважин.

Максимальный суммарный дебит по добывающим скважинам по нефти после способа составил 19,6 т/сут, прирост по нефти составил 7,9 т/сут (пример 1 в табл.).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их результаты приведены в таблице (примеры 1-4).

Из таблицы видно, что после проведения способа происходят увеличение дебита нефти в среднем на 8,2 т/сут.

Таблица. Результаты осуществления способа разработки заглинизированного карбонатного коллектора

№ примера Начальное пластовое давление Рпл, МПа Перфорированная мощность пласта, м Фактическая проницаемость пласта, мкм² Скин-фактор, д.ед. Объем состава, м³ Частота бароциклического воздействия, Гц Проницаемость спласта, мкм² Скин-фактор, д.ед. Давление промывки каждой нагнетательной скважины омагниченной водой, МПа Давление закачки рабочего агента в каждую нагнетательную скважину, МПа Суммарный дебит по участку воздействия до мероприятия, т/сут Суммарный дебит по участку воздействия после мероприятия, т/сут Суммарный прирост дебита нефти, т/сут 1 7,5 3,5 0,054 0,21 3,15 0,5 0,0594 0,052 9,0 9,0 11,5 19,6 7,9 2 6,8 2,9 0,049 0,31 2,61 0,4 0,0544 0,064 8,16 8,16 12,4 21,0 8,6 3 7,3 4,2 0,058 0,18 4,2 0,48 0,064 0,059 8,76 8,76 14,8 24,4 9,6 4 6,6 2,8 0,052 0,14 1,4 0,39 0,057 0,067 7,92 7,92 13,5 20,4 6,9

Таким образом, предлагаемый способ увеличивает коэффициент нефтеизвления, продлевает безводный режим эксплуатации скважины за счет создания сетки добывающих и нагнетательных скважин, позволяющей равномерное вытеснение нефти, эффективного растворения загрязнения призабойной зоны продуктивного пласта, создания дополнительной сетки трещин карбонатного коллектора, наполнения порового пространства участка воздействия без риска прорыва воды к добывающим скважинам по высокопроницаемым каналам, улучшения фильтрационных характеристик заглинизированного карбонатного коллектора.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи заглинизированных карбонатных коллекторов. Способ разработки заглинизированного карбонатного коллектора включает бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, обработку воды постоянным магнитным полем, промывку нагнетательных скважин омагниченной водой, технологическую выдержку, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Бурение осуществляют в один ряд добывающих скважин и в два ряда нагнетательных скважин, исключая расположение нагнетательных напротив добывающей скважины. Расстояние между скважинами в рядах выдерживают в 250 м, а расстояние между рядами добывающих и нагнетальных скважин - в 350 м. Определяют начальное пластовое давление Рпл, перфорированную мощность пласта, фактическую проницаемость пласта и скин-фактор. Далее выделяют реагирующие добывающие скважины, в которые закачивают состав, состоящий из 15%-ного водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, диэтиленгликоля, ингибитора коррозии КИ-1 и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: 15%-ный водный раствор соляной кислоты - 55, уксусная кислота - 10, диэтиленгликоль - 15, ингибитор коррозии КИ-1 - 10, вода - остальное, объемом 0,5-1 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта при бароциклическом воздействии с частотой менее 0,5 Гц. При увеличении проницаемости пласта не менее 10% от фактической и снижении скин-фактора до значения менее 0,07 осуществляют промывку каждой нагнетательной скважины омагниченной водой объемом 35 м³/сут и давлением 1,2 Рпл, не превышающим предельно-допустимое давление закачки. Продолжительность промывки - 12 суток. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 10 суток. Далее закачку рабочего агента в каждую нагнетательную скважину осуществляют объемом 35 м³/сут и давлением 1,2 Рпл, не превышающим предельно-допустимое давление закачки. Обеспечивается увеличение коэффициента нефтеизвлечения, продление безводного режима эксплуатации скважины. 1 табл.

Способ разработки заглинизированного карбонатного коллектора, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, обработку воды постоянным магнитным полем, промывку нагнетательных скважин омагниченной водой, технологическую выдержку, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что бурение осуществляют в один ряд добывающих скважин и в два ряда нагнетательных скважин, исключая расположение нагнетательных напротив добывающей скважины, при этом расстояние между скважинами в рядах выдерживают в 250 м, а расстояние между рядами добывающих и нагнетальных скважин - в 350 м, определяют начальное пластовое давление Рпл, перфорированную мощность пласта, фактическую проницаемость пласта и скин-фактор, далее выделяют реагирующие добывающие скважины, в которые закачивают состав, состоящий из 15%-ного водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, диэтиленгликоля, ингибитора коррозии КИ-1 и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: 15%-ный водный раствор соляной кислоты - 55, уксусная кислота - 10, диэтиленгликоль - 15, ингибитор коррозии КИ-1 - 10, вода - остальное, объемом 0,5-1 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта при бароциклическом воздействии с частотой менее 0,5 Гц, при увеличении проницаемости пласта не менее 10% от фактической и снижении скин-фактора до значения менее 0,07 осуществляют промывку каждой нагнетательной скважины омагниченной водой объемом 35 м³/сут и давлением 1,2 Рпл, не превышающим предельно-допустимое давление закачки, продолжительность промывки - 12 суток, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 10 суток, далее закачку рабочего агента в каждую нагнетательную скважину осуществляют объемом 35 м³/сут и давлением 1,2 Рпл, не превышающим предельно-допустимое давление закачки.