Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения
METHOD FOR DEVELOPMENT OF MULTILAYER INHOMOGENEOUS OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки трудноизвлекаемых запасов нефти плотных неоднородных по проницаемости коллекторов. Низкопроницаемые коллекторы концентрируют большие запасы углеводородов, добыча которых невозможна традиционными методами. При этом значительная часть углеводородов может содержится в закрытых порах, в результате чего для добычи необходимо создание искусственной пористости в коллекторе. Кроме того, такие месторождения зачастую содержат твердое органическое вещество - кероген (ТОВ), который не всегда рентабельно добывать и использовать. Примером таких месторождений может служить Баженовская свита, содержащая до 30% керогена. Из-за низкой проницаемости Баженовская свита является флюидоупором для нефти и газа нижележащих нефтегазоносных горизонтов, в частности, трудноизвлекаемых запасов низкопроницаемых пластов Тюменской свиты (верхняя юра).
Известен способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин с последовательным чередованием забоев, проведение гидроразрыва пласта (ГРП) с учетом горизонтальных напряжений в пласте и нагнетания вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающих скважин (RU 2579039, 2015).
Недостатками данного способа являются сложность его осуществления, недостаточный КИН, не учет капиллярных сил в низкопроницаемом пласте и, как следствие, потеря динамического напора при вытеснении нефти.
Известен способ разработки углеводородных запасов Баженовской свиты предполагающий использование метансодержащего газа (попутного нефтяного или природного) для поэтапной закачки в пласт в качестве вытесняющего агента, обеспечивающего растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице (RU 2513963, 2014).
Недостатками способа являются высокий расход метансодержащего газа, а также низкая эффективность в случае применения в пласте с закрытой пористостью.
Известен способ разработки неоднородных пластов с применением гидроразрыва пласта и паротепловых циклических воздействий (RU 2633930, 2017).
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных пластов. Кроме того, применение паротепловых методов обработки является малоэффективным при больших глубинах залегания платов.
Известен способ разработки керогенсодержащих пластов Баженовской свиты внутрипластовым горением с вводом дополнительного топлива, включающий создание очага горения в Баженовском пласте за счет закачки в пласт дополнительного топлива и кислородсодержащей смеси (воздуха) в качестве окислителя и дальнейшее использование керогена в качестве топлива (RU 2637695, 2017).
Недостатком способа является недостаточная эффективность, затрата значительной части закачиваемого воздуха на окисление нефти и дополнительного топлива, низкая эффективность и невозможность одновременной добычи углеводородного сырья из Баженовской и Тюменской свит.
Известен способ разработки внутрипластовым горением неоднородных по проницаемости пластов, разделенных непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 до 3 метров, включающий закачку вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и обработку призабойных зон скважин методом внутрипластового горения, при котором температуру фронта горения поддерживают на уровне и в течение времени достаточном для создания зоны развития проницаемости в непроницаемых перемычках непродуктивных пород и обеспечения вертикальной фильтрации флюидов через созданную зону, при этом внутрипластовое горение инициируют в пласте (пропластке) с наименьшей проницаемостью. Технический результат способа заключается в повышении охвата вытеснением и нефтеотдачи, в снижении затрат вытесняющего агента на добычу нефти за счет более рационального использования введенного в пласт тепла (RU 2607127, 2017).
Недостатками способа являются необходимость применения дополнительных вытесняющих агентов, существенный расход добываемых углеводородов в процессе внутрипластового горения, необходимость контролировать процесс горения в узком диапазоне условий, многостадийность технологического процесса, что в совокупности снижает эффективность добычи нефти из многопластового неоднородного месторождения с низкопроницаемыми и закрытопористыми системами.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами, включающий создание системы многозабойных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин на разных уровнях выше и ниже нефтеносного горизонта, создание дополнительных восходящих и нисходящих боковых стволов, параллельно пронизывающих нефтеносный слой. Добычу нефти осуществляют после создания перфорации боковых стволов, осуществления гидравлического разрыва пласта, закачки в образовавшиеся трещины пропанта и закачивания кислородсодержащей смеси в пропластки-неколлекторы с созданием зоны окисления с повышенной температурой (RU 2567918, 2015).
Недостатком способа является невозможность осуществления одновременной разработки пропластков-неколлекторов и пропластков-коллекторов, так как в первую очередь осуществляется разработка пропластков-неколлекторов методом внутрипластового окисления, что заведомо снижает производительность системы скважин. По завершении разработки пропластков-неколлекторов данный способ позволяет использовать многозабойные скважинные системы для добычи нефти из пропластков-коллекторов. При этом необходимо применение дополнительного вытесняющего агента в большом количестве, от характеристик которого зависит эффективность вытеснения нефти на данном этапе.
Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение нефтеотдачи при разработке многопластового неоднородного нефтяного месторождения, представленного сочетанием низкопроницаемого и керогенсодержащего пластов.
Указанная проблема решается тем, что в способе разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин в нижележащем низкопроницаемом пласте и в вышележащем непроницаемом керогенсодержащем пласте, далее производят перфорацию стволов скважин с последующим гидравлическим разрывом каждого пласта жидкостью на углеводородной основе с сохранением гидродинамической изолированности пластов, после чего производят закачку в образованную систему трещин пропанта и осуществляют закачку в нагнетательную скважину непроницаемого керогенсодержащего пласта кислородсодержащего агента с созданием зоны окисления с повышенной температурой, затем по добывающей скважине осуществляют подъем на устье полученного продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента, который подвергают сепарации от жидких фракций углеводородов и полученный инертный газовый агент закачивают в нагнетательную скважину низкопроницаемого нефтеносного пласта, после чего производят подъем нефти через добывающую скважину из низкопроницаемого пласта, причем бурение нагнетательной и добывающей скважин в непроницаемом керогенсодержащем пласте производят на расстоянии друг от друга, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащего агента.
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении повышенной степени смесимости в низкопроницаемых пластах нефти и вытесняющего инертного газового агента, состоящего из продуктов внутрипластового горения керогенсодержащих пластов, что обусловливает высокую степень вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов-коллекторов при осуществлении совместной разработки разных по проницаемости пластов.
Сущность изобретения поясняется чертежами, на которых проиллюстрированы схема осуществления стадии ГРП (фиг. 1) и схема реализации последующей стадии добычи нефти из многопластового неоднородного месторождения (фиг. 2).
На чертеже приняты следующие обозначения: 1-4 - добывающие и нагнетательные скважины (1 и 3 - добывающие, 2 и 4 - нагнетательные), 5 - непроницаемый керогенсодержащий пласт, 6 - низкопроницаемый нефтеносный пласт, 7 - образованная система трещина в результате проведения ГРП, 8 - процесс внутрипластового горения, 9 - линии фильтрации (вытеснения нефти), 10 - линия подъема нефти, 11 - линия подачи кислородсодержащего агента (воздух), 12 - линия подъема продукта внутрипластовой трансформации воздуха, 13 - линия подачи инертного газового агента, 14 - блок сепарации.
Предложенный способ осуществляют следующим образом.
На разрабатываемом участке осуществляют забуривание вертикальных нагнетательных (2, 4) и добывающих скважин (1, 3) в нижележащем низкопроницаемом пласте и в вышележащем непроницаемом керогенсодержащем пласте. В непроницаемом керогенсодержащем пласте забуривание нагнетательных и добывающих скважин (2 и 3) осуществляют на расстоянии друг от друга не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода в реакции окисления твердых органических веществ (ТОВ) при нагнетании кислородсодержащей смеси в этот пласт.Величина радиуса полого потребления кислорода определяется на основании результатов моделирования процессов горения/окисления конкретного пласта с целью предотвращения инициирования процесса прорыва кислорода в добывающую скважину (содержание кислорода на выходе из скважины не более 3%об.). При этом определяются и учитываются период индукции взаимодействия кислородсодержащего агента и ТОВ пород при начальных температурах пласта (обычно 80-120°С), скорость протекания реакции горения/окисления, объем кислородсодержащего агента, необходимого для полного протекания реакции горения/окисления ТОВ.
После забуривания скважин производят перфорацию стволов нагнетательной и добывающей скважинных систем в одной плоскости. Глубину забуривания скважин и интервалы их перфорации выбирают таким образом, чтобы обеспечить гидродинамическую независимость пластов с разной проницаемостью после проведения ГРП. Для этого проектируют дизайн ГРП методами симуляции гидроразрыва пласта на основании данных геологоразведочных работ.
Далее осуществляют гидроразрыв каждого пласта для увеличения их приемистости, при этом сохраняя пласты гидродинамически несвязанными друг с другом, после чего осуществляют закачку через нагнетательную скважинную систему пропанта в образованную систему трещин. При проведении ГРП не используют растворы, способствующие набуханию или диспергированию глинистых компонентов породы при пластовых температурах (используются жидкости для ГРП на углеводородной основе). Далее осуществляют закачку кислородсодержащего агента в нагнетательную скважину непроницаемого керогенсодержащего пласта с созданием зоны окисления с повышенной температурой. Закачка кислородсодержащего агента продолжается до момента прорыва кислорода через добывающую скважину (содержание кислорода превышает 3%об.). В качестве кислородсодержащего агента используют технический воздух, который не требует специальной подготовки. При закачивании в пласт кислородсодержащего агента происходит окисление ТОВ керогенсодержащего пласта, сопровождающееся выделением большого количества тепла. ТОВ породы окисляются легче нефти, поэтому нефть не расходуется на реакцию с воздухом, в отличие от обычного термогазового способа. Легкая окисляемость ТОВ и низкая теплопроводность породы приводит к неравномерному разогреву и растрескиванию породы, т.е. образованию в непроницаемых пластах искусственной пористости. В процессе взаимодействия с ТОВ закачиваемый воздух трансформируется в инертный газовый агент, состоящий из непрореагировавших компонентов воздуха (азот и др.), продуктов окисления ТОВ (углекислый газ) и легких углеводородов пласта, перешедших в газовую фазу. Углеводороды породы с закрытой пористостью будут мобилизоваться и испаряться при нагреве в газовой фазе, обогащая газ и повышая его нефтевытесняющую способность за счет увеличения смесимости с нефтью. Далее осуществляют подъем по добывающей скважине (3) полученного продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента, который подвергают сепарации в блоке сепарации 14 от сопутствующих жидких фракций углеводородов. Полученный таким образом инертный газовый агент закачивают в близлежащую нагнетательную скважину (4) низкопроницаемого нефтеносного пласта (6). При этом инертный газовый агент вытесняет из низкопроницаемого пласта (6) нефть, которую, в свою очередь, добывают через добывающую скважину (1) этого пласта. Состав вытесняющего газового агента обуславливает высокую степень вытеснения нефти из плотных низкопроницаемых пластов, а его инертность обеспечивает отсутствие процессов окисления нефти в пласте.
Таким образом, при разработке неоднородного многопластового месторождения создаются условия формирования инертного газового агента в одном пласте (непроницаемый керогенсодержащий пласт) и его использования в другом пласте (плотный низкопроницаемый коллектор) для эффективного вытеснении нефти, что обеспечивает реализацию эффективной совместной одновременной разработки разных по проницаемости пластов. При этом за счет генерирования тепла непосредственно в непроницаемом керогенсодержащем пласте и/или на забое нагнетательных скважин значительно снижаются потери в стволе скважины тепловой энергии, необходимой для растрескивания породы непроницаемого керогенсодержащего пласта и испарения легких углеводородов, что позволяет применять метод в условиях глубоко залегающих пластов и месторождений с интервалами многолетних мерзлотных пород.
Предложенный способ добычи нефти многопластового неоднородного месторождения продемонстрирован на примере разработки запасов углеводородов Баженовской свиты, представленной закрытопористыми керогенсодержащими пластами, и Тюменской свиты, представленной платными низкопроницаемыми нефтеносными коллекторами.
2
Разрабатываемый низкопроницаемый нефтеносный пласт залегает на глубине 2500 м. Проницаемость пласта составляет 0,001-0,003 мкм. Пласт насыщен нефтью вязкостью 0,9 мПа*с при пластовых условиях: температуре 90°С и давлении 25.5 МПа. Пласт сложен породами терригенного типа. Суммарная эффективная толщина пласта 25 м, начальная нефтенасыщенность 0.75, средняя пористость около 18%. Непосредственно над разрабатываемом пластом расположен керогенсодержащий пласт с закрытой пористостью. Эффективная толщина непроницаемого керогенсодержащего пласта составляет 45 м. Содержание ТОВ в породе составляет 25% масс.
На основании результатов геологоразведочных работ и моделирования распространения фронта горения данного керогенсодержащего пласта установлено минимальное эффективное расстояние между забоями нагнетательной и добывающей скважин в верхнем керогенсодержащем пласте 215 м, соответствующее радиусу полного поглощения кислорода в реакции окисления ТОВ породы пласта кислородом воздуха.
В каждом пласте осуществляли бурение нагнетательных и добывающих скважин на расстоянии 215 м друг от друга. После этого осуществляли перфорацию стволов скважин и проводили ГРП в каждом пласте с использованием жидкости на углеводородной основе, сохраняя при этом отсутствие гидродинамической связи двух пластов между собой. После осуществления ГРП в образованную систему трещин был закачан пропант.
3
Далее осуществляли первичную закачку воздуха в объеме 120 тыс м в нагнетательную скважину верхнего керогенсодержащего пласта, инициировали процесс горения в пласте, после чего продолжали закачку воздуха в пласт и развитие внутрипластового горения до температуры 200-250°С. Через сутки после начала осуществления реакции внутрипластового горения начинали отбор продуктов горения и попутных нефтяных газов из добывающей скважины верхнего керогенсодержащего пласта, сепарирование продукта внутрипластовой трансформации от жидкой фазы углеводородов, и осуществляли закачку получаемого инертного газового агента в нагнетательную скважину нижнего низкопроницаемого пласта, одновременно осуществляя отбор нефти из добывающей скважины нижнего низкопроницаемого пласта.
Процесс нефтедобычи осуществляли до момента прорыва вытесняющего газового агента через добывающую скважину нижнего нефтеносного пласта. Общее количество добытой нефти на участке составило 2182 т. При альтернативном способе разработки на основе внутрипластового горения в нефтенасыщенном пласте на аналогичном участке количество добытой нефти составило 1056 т, что существенно менее эффективно, чем применение вышеописанного способа, и свидетельствует о меньшей степени смесимости нефти и вытесняющего инертного газового агента.