СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ЗАСОЛЕННОГО НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
METHOD FOR IMPROVEMENT OF PERMEABILITY OF SALINE LOW-PERMEABILITY OIL FORMATION

Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей любого типа, низкопроницаемые породы-коллекторы которых повсеместно или на отдельных участках выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита.
Известен способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтяного пласта и продуктивности добывающих скважин путем гидравлического разрыва призабойной зоны пласта в результате нагнетания в пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок (проппант), сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта. Гидравлический разрыв проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной техники [1, с.150-159].
Однако применение данного способа позволяет повысить проницаемость лишь призабойной зоны пласта (в радиусе 60-70 м), причем только в трещине гидроразрыва. Проницаемость матрицы пласта даже в призабойной зоне не увеличивается.
Известен также способ увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, представленного карбонатными породами, путем закачки в пласт соляной кислоты, под воздействием которой карбонатная порода растворяется, а проницаемость пласта увеличивается [1, с.130-135].
Однако данный способ не применим для обработки терригенных коллекторов, а в карбонатных коллекторах его применение позволяет увеличить проницаемость только призабойной зоны пласта.
Известен способ разработки линзовидных залежей нефти путем попеременных отборов скважинной продукции и закачки воды в один и тот же интервал через ствол одной скважины. Добыча пластовых флюидов производится до достижения давления на забое скважины значения давления насыщения нефти газом. Далее добыча прекращается и в тот же перфорационный интервал с целью поддержания пластового давления начинается закачка воды, которая происходит, пока пластовое давление не восстановится до начального уровня [2].
Недостатком данного способа разработки является его узкая ориентация лишь на восстановление пластового давления в прискважинной зоне. В способе также не учитывается минералогический состав пород, слагающих пласт, не оценивается влияние попеременных отборов скважинной продукции и закачки воды на проницаемость пласта, не прослеживаются взаимные связи в системе «минералогический состав пород-коллекторов - закачка воды в пласт - проницаемость пласта - охват пласта воздействием».
Известен способ разработки залежей малоподвижной (высоковязкой) нефти путем циклического нагнетания пара в пласт, заключающийся в пароциклических обработках добывающих скважин периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины. Цель технологии состоит в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, увеличить приток нефти к скважинам [3]. В добывающую скважину закачивают пар объемом 30-100 тонн на 1 м толщины пласта. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течение одной-двух недель, т.е. период, который необходим для процесса теплообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде. Затем скважину эксплуатируют в течение 8-12 недель. Обычно организуют 5-8 циклов за три-четыре года, иногда 12-15 циклов, после проведения которых эффект воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов [1, с.113-114].
Недостатком данного способа является его целенаправленная ориентация воздействия только на свойства высоковязкой нефти, высокая стоимость, отсутствие мероприятий и механизмов, позволяющих повышать проницаемость нефтенасыщенного засоленного коллектора, воздействие только на призабойную зону скважины при весьма слабом влиянии на удаленную часть пласта, в результате чего эффективность пароциклических обработок имеет кратковременный характер. Применение этого способа для разработки залежей нефти в засоленных низкопроницаемых пластах является экономически нецелесообразным.
Известно, что породы-коллекторы подсолевых и межсолевых залежей нефти целого ряда нефтегазоносных районов (Иркутский амфитеатр и Тунгусский бассейн в Российской Федерации, Триасовая провинция в Алжире, осадочные бассейны штата Мичиган в США, Припятский прогиб в Республике Беларусь) частично выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита, ангидрита [4, 5]. Известно также, что при разработке залежей нефти в засоленных пластах с использованием системы заводнения, включающей отбор жидкости из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины, происходит растворение катагенетического галита водой, закачиваемой в засоленный пласт, и вынос растворившейся соли с попутными водами добывающих скважин. Процесс растворения галита сопровождается ростом скоростей фильтрации закачиваемой воды и проницаемости каналов, по которым происходит фильтрация. Имеет место также изменение охвата пласта воздействием [5].
Установленное в [5] явление растворения катагенетического галита в засоленном пласте закачиваемой в него водой, не насыщенной по NaCl, может быть использовано для разведки и усовершенствования системы разработки залежей нефти в засоленных низкопроницаемых пластах.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта [6], содержащего твердую соль хлорида натрия (галита), который заключается в закачке в нее агента - пресной воды, причем сначала воду закачивают в объеме призабойной зоны, оставляют в состоянии покоя на время растворения соли, затем скважину пускают на самоизлив. При начальной низкой степени заполнения порового пространства солью закачку воды в призабойную зону ведут до содержания хлорида натрия в изливаемой воде не более 1%, а затем производят кислотную обработку призабойной зоны пласта. Излившуюся воду утилизируют путем подачи в водовод нагнетательной скважины.
Недостатком данного способа является его целенаправленное воздействие только на призабойную зону нефтяного пласта вне зависимости от проницаемости всего пласта. Общеизвестно, что повышение проницаемости низкопроницаемого пласта в призабойной зоне добывающей скважины приводит лишь к кратковременному росту ее продуктивности. В способе не учитывается также наличие в пустотном пространстве нефтяного пласта других солей, например ангидрита, который во многих случаях встречается совместно с хлоридом натрия.
Задачей заявляемого изобретения является увеличение проницаемости низкопроницаемого засоленного пласта на всей площади его распространения с целью разведки нефтяных залежей, повышения продуктивности добывающих скважин, увеличения охвата пласта воздействием, увеличения объема извлекаемых запасов нефти и ускорения темпов их освоения.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта, включающего твердую соль хлорида натрия (галит), заключающемся в растворении галита рабочим агентом - пресной или слабоминерализованной водой путем циклического воздействия на пласт, каждое из которых включает закачку рабочего агента в засоленный низкопроницаемый нефтяной пласт через скважину, закрытие скважины на время растворения галита, отбор жидкости из пласта через эту же скважину, согласно изобретению циклы воздействия на залежь повторяют до полного охвата засоленного пласта воздействием, вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти, при этом закачку пресной или слабоминерализованной воды в пласт ведут при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, а отбор жидкости из пласта производят при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанной перед этим в пласт пресной или слабоминерализованной воды.
При этом скорость растворения галита и продолжительность этапа закрытия скважины могут определять расчетным путем по результатам модельных исследований керна.
Кроме этого, в интервале перфорации скважины могут устанавливать низкочастотный гидродинамический пульсатор, а нагнетание пресной или слабоминерализованной воды в пласт могут вести в режиме низкочастотных пульсаций с частотой до 10 Гц для повышения ее проникающей способности в засоленный пласт и ускорения процесса растворения солей.
Помимо этого, пресную или слабоминерализованную воду могут подкислять путем добавления в нее 1-5% соляной и уксусной кислот для повышения растворимости солей (кальцита, ангидрита и других карбонатно-сульфатных включений), содержащихся в засоленном нефтяном пласте.
В предлагаемом способе основное воздействие направлено на катагенетический галит и карбонатно-сульфатные включения, частично заполняющие каналы фильтрации, с целью их растворения и выноса из пласта, в результате чего повышается проницаемость пласта, причем после каждого цикла разработки размеры зоны повышенной проницаемости пласта увеличиваются. Кроме того, продвижение воды по пласту, согласно законам гидродинамики, будет происходить преимущественно по зонам и каналам повышенной проницаемости, включая, в том числе, вскрытие пород-коллекторов с изначально повышенными коллекторскими свойствами. Закачка воды в засоленный низкопроницаемый пласт, в отличие от соляно-кислотной обработки и гидроразрыва пласта, представляет собой управляемый процесс вскрытия и создания высокопроницаемых каналов фильтрации жидкости большой длины.
Способ осуществляют следующим образом.
На площади распространения низкопроницаемого пласта определяют по меньшей мере одну низкодебитную по жидкости скважину, вскрывшую засоленный низкопроницаемый пласт.
Перед закачкой в пласт пресную или слабоминерализованную воду подкисляют путем добавления в нее 1-5% соляной и уксусной кислот для повышения растворимости кальцита, ангидрита и других карбонатно-сульфатных включений.
В интервале перфорации скважины устанавливают низкочастотный гидродинамический пульсатор.
Нагнетание пресной или слабоминерализованной воды в пласт производят при максимально возможном постоянном забойном давлении в режиме низкочастотных пульсаций с частотой до 10 Гц для повышения ее проникающей способности в пласт и ускорения процесса растворения солей.
Закачку воды в пласт ведут до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее начальной приемистостью. Исключение может составлять меньшая продолжительность закачки воды в 1-м цикле, после проведения которой необходимо убедиться в наличии галита в нефтяном пласте.
Скорость растворения галита и продолжительность этапа закрытия скважины определяют расчетным путем по результатам модельных исследований керна.
Отбор жидкости из пласта производят при минимально возможном постоянном забойном давлении. Прекращают отбор, в зависимости от петрофизических свойств пласта и их изменения в результате закачки воды и растворения галита, кальцита и ангидрита, после извлечения на поверхность не менее 1,1-1,5 объемов закачанной перед этим в пласт пресной или слабоминерализованной воды.
На этапе отбора жидкости при отсутствии в ее составе нефти по результатам исследований химического состава извлекаемой жидкости определяют наличие в ней пластовой воды, включая гидрогеохимические показатели нефтеносности, и по их количественным значениям оценивают гидрогеологические условия формирования, сохранения и разрушения залежи нефти в зоне влияния скважины, после чего делают вывод о наличии в пласте залежей нефти и заключение о целесообразности продолжения разведочных работ с целью их обнаружения.
После этого переходят ко второму циклу, включающему этапы закачки воды в пласт, закрытия скважины и отбора жидкости из пласта.
В зависимости от состава жидкости, извлеченной на поверхность в первом цикле работы скважины, на втором и последующих циклах предлагаемый способ применяют для разработки обнаруженной (открытой) залежи нефти или для разведки новых залежей нефти в зоне влияния скважины.
Если в составе отбираемой жидкости нефть отсутствует, то на втором и последующих циклах продолжают разведку залежи до тех пор, пока не будет установлена гидродинамическая связь скважины с залежью нефти или с водоносной областью.
Если на очередном этапе отбора жидкости из пласта получают приток пластовой воды, то разведочные работы в районе исследуемой скважины прекращают.
Если на очередном этапе отбора жидкости из пласта получают приток нефти, то продолжают разработку залежи по предлагаемому способу до тех пор, пока будет иметь место рентабельность разработки.
Заявляемое изобретение поясняется таблицей, в которой приведены основные результаты моделирования разработки залежи нефти по базовому варианту и предложенному способу повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого пласта.
Результаты моделирования получены на тестовой гидродинамической модели, параметры которой взяли по аналогии с межсолевой залежью нефти Славаньского месторождения РУП «ПО «Белоруснефть».
2
3
Моделируемая область в плане имеет размеры 1020×1020 м. На модели она аппроксимирована квадратной сеткой с шагом 20 м (всего по 51 расчетному блоку по осям X и Y). Продуктивный пласт толщиной 9,9 м реализован на модели в виде трех расчетных слоев одинаковой толщины. Открытая пористость пласта - 5%, его начальная проницаемость - 0,003 мкм, начальная нефтенасыщенность коллектора - 85,0%, водонасыщенность - 15,0%. Плотность нефти в стандартных условиях - 853 кг/м. Нефтяная залежь вскрыта на всю толщину одной скважиной на расстоянии 210 м от западной и северной границ моделируемой области. Водонефтяной контакт не установлен. Все внешние границы залежи непроницаемы.
Гидродинамическая модель реализована на базе лицензионного программного комплекса «Eclipse 100» компании «Schlumberger Information Solutions». Моделируемый период разработки составляет 15 лет и ограничен условными датами с 1.01.12 г. до 1.01.27 г. Модельные показатели разработки представлены в таблице.
3
3
3
В базовом варианте добывающая скважина моделируется в течение всего расчетного времени (180 месяцев) как внутренняя граница I рода с постоянным забойным давлением, которое на 10,0 МПа ниже начального пластового давления в залежи. Проницаемость пласта в течение всего периода разработки залежи остается постоянной. При заданных начальных и граничных условиях дебит добывающей скважины снижается с 6,61 м/сут в начале разработки до 0,07 м/сут на конечную дату эксплуатации. За весь период разработки накопленная добыча нефти составляет 6101 м (последний столбец таблицы). В последней строке таблицы приведены данные базового варианта по накопленному объему добытой нефти на конец первого, второго и третьего циклов, что дает возможность сравнивать результаты по накопленной добыче нефти на конец каждого цикла по предложенному способу с базовым вариантом.
Для повышения продуктивности скважины за счет повышения проницаемости пласта согласно изобретению в нее производят закачку пресной или слабоминерализованной воды с 1.01.12 г. по 1.01.13 г. с постоянным забойным давлением, на 10,0 МПа превышающем начальное пластовое давление в залежи (цикл 1, этап 1 - закачка воды в пласт). Рост проницаемости пласта за счет растворения галита водой, закачиваемой в пласт, на тестовой модели имитировался увеличением коэффициента проницаемости пласта на первом и последующих циклах разработки залежи в соответствии с фронтом продвижения воды по пласту. В ячейках модели, обводненность которых достигала 70% и более после закачки воды, проницаемость увеличивалась в 2 раза. Этап остановки скважины для растворения галита в пресной воде (цикл 1, этап 2) на гидродинамической модели не воспроизводился. Тестовые расчеты показали, что принятые упрощения не влияют на общие результаты.
Этап отбора жидкости из пласта рассчитан на модели при постоянном забойном давлении, которое на 10,0 МПа меньше начального пластового давления в залежи. Продолжительность этапа извлечения жидкости, завершающего первый цикл разработки (цикл 1, этап 3), составляет 24 месяца (с 1.01.13 по 1.01.15).
Моделирование второго и третьего циклов повышения проницаемости пласта и разработки залежи (закачка пресной воды в пласт и последующий отбор жидкости) осуществили по описанной выше схеме.
Сравнение полученных результатов моделирования с базовым вариантом свидетельствует об эффективности предлагаемого способа при его применении для разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта.
Источники информации
1. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири: Учебное пособие. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 166 с.
2. Самойлов М.В., Бынков С.Л., Антонов М.С., Халикова В.Э. Опыт математического моделирования выработки запасов нефти линзовидных залежей // Нефтепромысловое дело, 2012. - №11. - С.76-81.
3. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с.
4. Махнач А.А. Катагенез и подземные воды. - Минск: Наука и техника, 1989. - 335 с.
5. Муляк В.В. и др. Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. / В.В.Муляк, В.Д. Порошин, Ю.П.Гаттенбергер, Л.А.Абукова, О.И.Леухина. - М.: ГЕОС, 2007. - 245 с.
6. RU 2139987 C1, МПК E21B 43/00, E21B 43/22, опубл. 20.10.1999 г.
Сроки проведения и показатели воздействия на залежь
Циклы и этапы воздействия на залежь
Базовый вариант
Цикл 1
Цикл 2
Цикл 3
Закачка
Отбор
Закачка
Отбор
Закачка
Отбор
Отбор
Сроки проведения
1.01.12-1.01.13
1.01.13-1.01.15
1.01.15-1.01.17
1.01.17-1.01.21
1.01.21-1.01.23
1.01.23-1.01.27
1.01.12-1.02.27
Продолжит. этапа, мес.
12,0
24,0
24,0
48,0
24,0
48,0
180,0
Забойное давл., МПа
40,0
20,0
40,0
20,0
40,0
20,0
20,0
Средн. давл. в залежи в конце этапа, МПа
30,5
26,7
38,0
21,0
386,1
20,2
20,2
Максимальный дебит скв. по нефти, м<sup>3</sup>/сут
-
5,6
-
8,5
-
6,3
6,61
Дебит скв. по нефти в начале этапа, м<sup>3</sup>/сут
-
0,3
-
2,0
-
3,0
6,61
Дебит скв. по нефти в конце этапа, м<sup>3</sup>/сут
-
3,8
-
1,1
-
0,3
0,07
Дебит скв. по воде в начале этапа, м<sup>3</sup>/сут
-
28,1
-
50,1
-
61,9
-
Дебит скв. по воде в конце этапа, м<sup>3</sup>/сут
-
0,0
-
0,1
-
0,02
-
Приемистость скв. в начале этапа, м<sup>3</sup>/сут
12,9
-
21,3
-
33,1
-
-
Приемистость скв. в конце этапа, м<sup>3</sup>/сут
6,4
-
3,8
-
4,2
-
-
Накопленный объем закачанной воды, м<sup>3</sup>
3107
-
11998
-
25567
-
-
Накопленный объем добытой нефти, м<sup>3</sup>
-
3377
-
9630
-
13562
6101
Накопленный объем добытой воды, м<sup>3</sup>
-
1563
-
6927
-
16089
-
Накопленный объем добытой жидкости, м<sup>3</sup>
-
4940
16557
29651
6101
Накопленный объем добытой нефти в базовом варианте на конец расчетного этапа, м<sup>3</sup>
-
3537
-
5700
-
6101