Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта
DEVELOPMENT METHOD OF PRODUCTIVE LOW-PERMEABLE BED

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из продуктивных низкопроницаемых пластов.
Известен способ вторичного вскрытия продуктивного низкопроницаемого пласта (патент RU № 2236565, МПК Е21В 43/117, опубл. в Бюл. № 5 от 20.02.2004), включающий кумулятивную перфорацию пласта, причем в пласт закачивают воздух в объеме, в два раза превышающем расчетный объем порового пространства, и в ранее перфорированной зоне пласта производят кумулятивную перфорацию с возможностью повышения давления до 100 МПа и температуры до 1000°С в зоне продуктивного пласта.
Недостатками данного способа являются неконтролируемое вскрытие продуктивного пласта, что может привести к приобщению рядом находящихся водоносных и/или высокопроницаемых пластов с подтягиванием воды и/или продукции этих пластов, исключая добычу нефти, а большой и/или резкий перепад давлений и температур может привести к кольматации уже вскрытых интервалов, за счет коксования высоковязкой составляющей продукции низкопроницаемого пласта.
Известен также способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты (патент RU № 2513963, МПК Е21В 43/16, опубл. в Бюл. № 11 от 20.04.2014), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, причем реализуют последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа; на первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице; на втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени T1 простаивают в течение времени (T2-T1), за которое продолжают растворение указанных углеводородов и выравнивают пластовое давление, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу; на третьем этапе в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-T2); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (T2-T1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени T2, а момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения; добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа.
Недостатками данного способа являются узкая область применения и/или высокие материальные затраты, так как при закачке метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, который при низком газосодержании в добываемой продукции будет необходимо доставлять из других месторождений, при этом не учитываются и не применяются термические способы воздействия на продукцию пласта, способствующие повышению извлечения насыщенных углеводородов и увеличению коэффициента нефтеизвлечения (КИН)
Наиболее близким по технической сущности является Способ разработки залежи углеводородного сырья (патент RU № 2490437, МПК Е21В 43/18, опубл. в Бюл. № 23 от 20.08.2013), заключающийся в том, что после падения пластового давления до начального значения или ниже производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины газа в газообразной фазе под давлением, превышающим пластовое давление в 1,2-2,0 раза, с обеспечением режима смешивающегося вытеснения до стабилизации дебитов нефти в добывающих скважинах, после чего при понижении пластового давления до начального пластового производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины сжиженного газа под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения пластового флюида до точки фазового перехода закачиваемого сжиженного газа в газообразное состояние, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку газа в газообразной фазе и сжиженного газа осуществляют в циклическом режиме.
Недостатками данного способа являются узкая область применения и высокие материальные затраты, так как при закачке газа в газообразной фазе под давлением, который при низком газосодержании в добываемой продукции будет необходимо доставлять и нагнетать, а при закачке сжиженного газа - будет необходимо доставлять и сжижать, при этом не учитываются и не применяются термические способы воздействия на продукцию пласта, способствующие повышению содержания насыщенных углеводородов и увеличению коэффициента нефтеизвлечения (КИН).
Техническими задачами предполагаемого изобретения являются снижение материальных затрат за счет использования для создания трещин и вытеснения продукции из пласта только компонентов самой продукции, повышение содержания насыщенных углеводородов и коэффициента нефтеизвлечения (КИН) за счет термического воздействия на призабойную зону пласта.
Технические задачи решаются способом разработки продуктивного низкопроницаемого пласта, включающим закачку после падения пластового давления до заданного значения или ниже его через скважину вытесняющего агента в газообразном состоянии под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения продукции пласта до точки фазового перехода газообразного состояния в жидкость, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку жидкости в газообразной фазе и отбор продукции осуществляют в циклическом режиме.
Новым является то, что до начала эксплуатации скважины проводят исследования кернов из данного продуктивного пласта для определения граничной температуры продукции пласта, выше которой происходит увеличение процентного содержания насыщенных углеводородов в продукции пласта, а также определение заданного значения давления, при котором при температуре нагрева призабойной зоны пласта происходит фазовый переход легких фракций продукции пласта и/или связанной воды, находящейся в продукции пласта, в газообразное состояние – пар и обратно в жидкость, после чего в горизонтальный участок и/или участок с восходящим забоем скважины спускают теплообменник, через который прокачивают теплоноситель с температурой не менее граничной температуры, причем вытеснение продукции пласта к забою скважины обеспечивается парами легких фракций и/или воды, нагреваемыми теплообменником, а после снижения температуры под воздействием вакуума, создаваемого при фазовом переходе паров обратно в жидкое состояние, в призабойной зоне скважины формируется сеть трещин, увеличивающих охват пласта.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Способ реализуется следующим образом.
2
гр
Выбирают месторождение с продуктивным низкопроницаемым пластом 1 (не более 2 мД ≈ 0,002 мкм). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Тататрстан. В зависимости от строения пласта строят (см. патенты RU №№ 2471064, 2612385, 2613215) скважину 2 горизонтальным стволом 3 (в однородных пластах толщиной до 20 м) и/или скважину 2 с наклонно-направленный стволом (в массивных пластах и/или послойно неоднородных пластах – не показан) в пласте 1, восходящим к забою с уклоном. В ходе строительства скважины 2 проводят отбор кернов, по результатам исследования которых определяют граничную температуру продукции пласта, выше которой происходит увеличение процентного содержания насыщенных углеводородов в продукции пласта 1, и заданного значения давления, при котором при температуре нагрева призабойной зоны пласта 1 происходит фазовый переход легких фракций продукции пласта и/или связанной («реликтовой») воды (при ее наличии), находящейся в продукции пласта, в пар и обратно. В горизонтальном 3 или наклонном участке скважины 2 производят перфорацию 4 обсадной колонны 5 (или при строительстве на этом участке 2 снабжают обсадную колонну 5 фильтрами - не показаны). После чего в скважину 2 спускают герметичный нагреватель 6 (например, выполненный в виде трубы 7 в трубе 8, параллельных замкнутых труб (не показаны) или т.п.), который заполняют теплоносителем и подключают к теплогенератору 9 (например, к теплообменнику или нагревательному котлу). Так как нагреватель 6 герметичный, то для любых видов пластов 1 и с любой продукцией в качестве теплоносителя можно использовать перегретую воду или любые высокотемпературные теплоносители, в том числе и синтетические масла (например, «Therminol» фирмы «Solutia Inc.» - теплоноситель, предназначенный для работы в диапазоне температур от - 115°С до +400°С в жидкой и паровой фазе или аналогичные масла других производителей: Sasol, BP, Shell и т.д.), которые позволяют в участке 3 скважины 2 создать граничную температуру (на месторождениях Татарстана граничная температура T= 300 ч 350 °С). Нагревателем 6 производят нагрев теплоносителя, который насосом 10 прокачивают во внутреннюю трубу 7 до заглушенного конца 11 наружной трубы 8, откуда он по межтрубному пространству этих труб 7 и 8 поднимается на поверхность и далее зацикливается в теплогенераторе 9. В результате продукцию пласта 1 в скважине 2 и призабойной зоне пласта (показано условно) разогревают до граничной температуры, обеспечивающей увеличение процентного содержания насыщенных углеводородов в продукции пласта 1, что контролируется температурными датчиками (не показаны), которыми оснащается скважина 2 при строительстве. Так как пласт 1 низкопроницаемый, то потери тепла за счет интенсивного перетока жидкости из нагретой зоны пласта будут минимальны и, как следствие, потери тепла будут незначительными. После достижения граничной температуры проводят технологическую выдержку для увеличения процентного содержания насыщенных углеводородов и начинают отбор продукции пласта 1 насосом 12. В результате давление в скважине 1 и прискважинной зоне падает легкие фракции продукции пласта 1 и вода (при наличии) вскипают (что фиксируется ростом давления на устье скважины манометром 13 и снижением температуры в скважине) и пар, имеющий гораздо большую проницаемость, чем жидкость, нагнетается в неохваченные нагревом поры пласта, вытесняет жидкую продукцию пласта 1 (более тяжелые фракции) в скважину 2, из которой ее отбирают на поверхность. После снижения температуры и давления в призабойной зоне пласта 1 до точки фазового перехода пара в жидкость, отбор продукции насосом прекращают. При этом при конденсации паров легких фракций и/или водяных паров в призабойной зоне пласта 1, охваченной прогревом и эксплуатацией скважины 2, резко создаётся пониженное давление (вакуум, что фиксируется манометром 13), а в порах с продукцией пласта 1, не охваченных прогревом, остается пластовое давление, в результате создается перепад давлений, приводящей к образованию сети трещин (не показаны) и расширению призабойной зоны пласта 1, охваченного прогревом и вытеснением нефти. По вновь образовавшимся трещинам продукция пласта 1 поступает к скважине 2, что фиксируется повышением давления до начального. Так как прогрев ведется нагревателем 6 в постоянном режиме, то циклы прогрева, отбора и вытеснения продукции пласта 1 повторяются. Так как градиент повышенного давления при парообразовании и пониженного давления при конденсации паров в призабойной зоне пласта 1 направлен соответственно от скважины 2 или к скважине 2 то сеть трещин формируется в этом направлении, что увеличивает проницаемость и охват пласта 1 именно в направлении данной скважины 2, облегчая отбор продукции. Регулируют потоки жидкости, пара и теплоносителя вентилями 14.
Технологические элементы конструкции скважины 2, не влияющие на работоспособность, на чертеже не показаны.
Поскольку производят прогрев продукции пласта 1 в призабойной зоне до граничной температуры, то обеспечивается увеличение в ней процентного содержания насыщенных углеводородов. При этом отбор на начальном этапе происходит более тяжелых фракций, не переходящих в парообразное состояние, что способствует снижению вязкости, остающейся в пласте 1 продукции, играющей в дальнейшем роль углеводородного растворителя.
гр
Исследования, стендовые испытания и расчеты, показали, что при граничной температуре нагрева продукции пластов доманиковых отложений T= 300 ч 320 °С происходит увеличение на 23 ч 30% насыщенных углеводородов в продукции пласта 1. При падении давления в пласте до 0,9 МПа, в процессе отбора продукции пласта и снижении температуры нагрева призабойной зоны пласта 1 равной 175 °С происходит фазовый переход паров обратно в жидкое состояние, образуя вакуум, который в призабойной зоне скважины формирует сеть трещин, направленных к скважине и увеличивающих охват пласта. При циклическом температурном воздействии дебит скважин возрастёт как минимум в 2 раза, а КИН повысится на 10 – 25 %. Отсутствие необходимости бурения дополнительной нагнетательной скважины и подвоза из внешних источников вытесняющих агентов (газ, вода и т.п.) значительно снижает материальные затраты на освоение месторождения с продуктивными низкопроницаемыми пластами.
Предлагаемый способ разработки нефти из продуктивного низкопроницаемого пласта позволяет снизить материальные затраты за счет использования для создания трещин и вытеснения продукции из пласта только компонентов самой продукции, повысить содержание насыщенных углеводородов добываемой продукции и увеличить КИН за счет термического воздействия на призабойную зону пласта.