СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF NON-UNIFORM FORMATIONS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти из неоднородных пластов.
Более конкретно, способ предназначен для реализации на залежах нефти, представленных разнопроницаемыми пластами, разделенными непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами до 3 метров.
Известны способы разработки неоднородных пластов путем закачки через нагнетательные скважины вытесняющих агентов: воды, различных газов, водных растворов различных веществ (ПАВ, загустителей, щелочей), с отбором нефти через добывающие скважины [Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, 308 с.]. Недостатком способов является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных пластов, обусловленная различием проницаемости отдельных пластов и пропластков. Различие проницаемости приводит к опережающему продвижению вытесняющего агента по пропласткам с высокой проницаемостью и снижению охвата вытеснением. Применение закачки загустителей приводит к повышению охвата, однако темпы разработки при этом замедляются.
Известен способ разработки неоднородных пластов с применением паротепловых обработок добывающих скважин и закачки вытесняющих агентов через нагнетательные скважины [Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов. - Краснодар: "Советская Кубань". - 2000. - 464 с.], который обеспечивает повышение темпов разработки. Недостатком способа также является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных пластов.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородных пластов с применением обработок призабойных зон скважин методом внутрипластового горения и закачки вытесняющих агентов через нагнетательные скважины [W.L. Martin, J.D. Alexander, J, N, Dew, J. W. Tynan «Thermal Recovery at North Tisdale Field, Wyoming». Journal of Petroleum Technology, 1972, №5, p. 606-616] - прототип.
Недостатками способа являются невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных пластов, а также повышенный расход вытесняющих агентов на добычу нефти.
Технический результат изобретения заключается в устранении указанных недостатков, а именно в повышении нефтеотдачи при разработке неоднородных пластов, представленных разнопроницаемыми пластами, разделенными непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 м до 3 м, а также снижение расхода вытесняющих агентов на добычу нефти за счет целенаправленного использования введенного в пласт тепла и повышения охвата вытеснением.
Задача решается тем, что в известном способе разработки с применением обработок призабойных зон скважин методом внутрипластового горения и закачки вытесняющих агентов через нагнетательные скважины, при разработке неоднородных пластов, представленных разнопроницаемыми пластами (пропластками), разделенными непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 м до 3 м, согласно изобретению осуществляют обработки призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения, при этом температуру фронта горения поддерживают на уровне и в течение времени, достаточных 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; необходимый уровень температуры фронта горения определяют с помощью экспериментальных исследований зависимости проницаемости пород пласта и непроницаемых пород от температуры нагрева, а время поддержания необходимой температуры в пласте определяют с помощью расчетов; повышение температуры фронта горения до необходимого уровня обеспечивают подачей дополнительного топлива (нефти) в призабойную зону; перед проведением обработок призабойных зон пласта добывающих скважин методом внутрипластового горения предварительно осуществляют отбор нефти из высокопроницаемых пластов; по завершении закачки окислителя при обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения производят охлаждение призабойной зоны водой или растворами химреагентов, разлагающихся при нагреве с выделением инертного газа.
Существенными признаками способа являются:
1) Осуществление обработок призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения.
2) Закачка вытесняющего агента в нагнетательные скважины.
3) Отбор через добывающую скважину нефти после обработок призабойных зон пласта методом внутрипластового горения.
4) Температура фронта горения при обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения равна или превышает температуру развития трещиноватости в породе.
5) Повышение температуры фронта горения до необходимой при обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения обеспечивают подачей дополнительного топлива (нефти) в призабойную зону.
6) При обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения инициирование горения и закачку окислителя проводят в пласте (пропластке) с наименьшей проницаемостью.
7) Перед проведением обработок призабойных зон пласта добывающих скважин методом внутрипластового горения предварительно осуществляют отбор нефти из высокопроницаемых пластов.
8) По завершении закачки окислителя при обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения производят охлаждение призабойной зоны водой или растворами химреагентов, разлагающихся при нагреве с выделением инертного газа.
9) Выбор температуры, которую необходимо развивать в призабойной зоне добывающих скважин для создания в непродуктивных породах проницаемости, производят с помощью экспериментальных исследований по термическому воздействию на породы пласта и непродуктивных перемычек для конкретных условий, а времени поддержания необходимой температуры в пласте - с помощью расчетов.
Признаки 1)-3) являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 4)-9) - отличительными существенными признаками изобретения.
Сущность изобретения.
Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов широко применяют при разработке нефтяных месторождений как высоковязкой, так и маловязкой нефти, а также природных битумов. Самыми распространенными среди тепловых методов воздействия на пласт являются паротепловые обработки скважин. Вместе с тем, при больших глубинах залегания пластов применение паротепловых обработок становится неэффективным. На глубокозалегающих месторождениях для повышения дебитов добывающих скважин или приемистости нагнетательных скважин могут применяться обработки призабойных зон скважин методом внутрипластового горения. Такие обработки могут применяться при любой технологии разработки залежи: при заводнении, разработке на естественном
режиме, при разработке с помощью полимерного заводнения или водогазового воздействия на пласт и т.д.
Сущность обработок методом внутрипластового горения (термогазовой обработки) состоит в инициировании в призабойной зоне обрабатываемой скважины высокотемпературных окислительных реакций, продвижении созданного фронта горения в пласт путем закачки в скважину окислителя и последующем отборе из нее нефти. После закачки окислителя (воздуха) перед отбором нефти возможна остановка скважины на период пропитки. В патенте РФ [Пат. 2433258 Российская Федерация, МПК8 Е21В 43/243. Способ термогазовой обработки пласта / А.Г. Соломатин, Д.А. Иванов, А.В. Осипов. - №2010131396/03; заявл. 28.07.2010; опубл. 10.11.2011] рассмотрены оптимальные способы проведения обработок методом внутрипластового горения, а также вопросы безопасного осуществления работ.
Можно выделить ряд механизмов, обеспечивающих рост дебитов при термогазовых обработках. При высоких температурах в породе развивается микротрещиноватость, проницаемость породы может увеличиться в 2…4 раза. Кроме того, происходит дегидратация монтмориллонита и снижается риск потерь проницаемости в водочувствительных коллекторах. Происходит также удаление смол и асфальтенов и связанной воды из призабойной зоны, снижается вязкость нефти. В период остановки скважины (в период пропитки) происходят также явления термокапиллярного массообмена, при которых вода впитывается в плотные части пород (матрицу), а нефть из матрицы поступает в трещины или высокопроницаемые каналы, прогретые фронтом горения и заполненные горячей водой. На залежах маловязких нефтей особо высока роль развития трещиноватости в породе, а также вовлечения в работу закольматированных пропластков, не участвующих в процессах фильтрации. Газы горения, растворяясь в нефти, понижают ее вязкость.
Установлено, что при температурах нагревания ниже 600°С коренных изменений в породах не происходит. Наиболее же глубокие и необратимые преобразования наступают при нагревании пород свыше 600°С, в процессе которого практически удаляется вся химически связанная вода, входящая в состав коллоидных мицелл. Резкий режим охлаждения нагретых грунтов вызывает хрупкость и снижение прочности, трещиноватость [Юрданов. Термическое упрочнение грунтов в строительстве, М., 1990].
В патенте SU 1599528 (1987 г.) на основе экспериментальных данных установлено, что проницаемость обожженых глинистых пород увеличивается в десятки раз. Патент предусматривает нагрев пласта с помощью забойной газовой горелки при температурах 900-1200°С.
Имеются также экспериментальные данные, свидетельствующие о том, что в зависимости от минерального состава глинистых пород проницаемость в интервале температур от 20 до 90°С увеличивается в несколько раз, а при дальнейшем нагреве - на порядок и более.
В книге Амелина И.Д. [Амелин И.Д. «Внутрипластовое горение», М., «Недра», 1980 г., стр. 22] приводятся результаты экспериментальных исследований термообработки (температура до 800-1000°С) карбонатных пород: пористость увеличивалась от нескольких раз до 88 раз, а проницаемость - до нескольких сотен раз.
Одной из отличительных особенностей предлагаемого способа является идея нагрева пласта до таких температур, при которых будет развиваться трещиноватость и происходит рост проницаемости не только в продуктивном пласте, но и в породах непроницаемых перемычек, разделяющих отдельные пласты (пропластки) и часто представленных либо плотными карбонатами, либо глинистыми породами. Обычно прослои непродуктивных пород с толщинами в 5…15 см имеют небольшую протяженность (в данной точке пласта прослой такой толщины может присутствовать, а, например, через 2-3 м в сторону по горизонтали прослой может выклиниваться (исчезать)). Поэтому можно говорить, что пласты разделены прослоями непродуктивных пород, если последние имеют толщину порядка 0.5 м и более. Обычно температура фронта горения находится в пределах 500-600°С, что не позволяет создать заметные изменения пористости и проницаемости пород (далее рассмотрен метод повышения температуры до необходимых уровней).
При выжигании пласта в призабойной зоне скважины при высоких температурах (которые, вероятно, должны находиться на уровне 900-1000°С и более) возникает «тепловое окно»: благодаря развитию трещиноватости и росту проницаемости непроницаемых перемычек создаются условия для перетока флюидов из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый. Действительно, при эксплуатации скважины давление падает в высокопроницаемом пласте быстрее, чем в низкопроницаемом. Поэтому, благодаря различию пластовых давлений, через тепловое окно будет происходить переток флюидов из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый.
Особенностью способа является также то, что в нем используется ряд дополнительных приемов для усиления эффекта создания теплового окна. Например, давление в высокопроницаемом пласте в районе скважины можно понизить принудительно за счет опережающей эксплуатации именно высокопроницаемого пласта. Совместное действие термического фактора (растрескивание породы) и фактора перепада давления между пластами будет способствовать еще большему повышению
проницаемости перемычки в зоне теплового окна. При закачке охлаждающих флюидов сразу же после окончания закачки необходимого объема окислителя при обработке скважины методом внутрипластового горения (как предлагалось в патенте РФ №2433258) возникает дополнительный эффект охлаждения нагретого до высоких температур пласта и окружающих его пород (эффект не рассмотренный и не используемый в патенте РФ №2433258), что приводит, как отмечалось выше, к дальнейшему дополнительному растрескиванию пород и увеличению их проницаемости.
Поступающие в высокопроницаемый пласт (в призабойную зону скважины) через тепловое окно флюиды из низкопроницаемого пласта будут осложнять поступление флюидов собственно из высокопроницаемого пласта. Этот эффект выразится в более равномерном вытеснении нефти из высокопроницаемых и низкопроницаемых пластов, и, соответственно, в более высоком охвате вытеснением и нефтеотдаче. При этом в нагнетательных скважинах можно будет не устанавливать оборудование раздельной закачки.
Наиболее предпочтительный вариант реализации способа предусматривает обработку добывающей скважины методом внутрипластового горения путем осуществления этого процесса только в низкопроницаемом пласте. В результате обработки низкопроницаемого пласта в прискважинной зоне развивается повышенная проницаемость этого пласта, а рост температуры приводит к снижению вязкости поступающей нефти. Это позволяет усилить приток из низкопроницаемого пласта не только за счет усиления движения флюидов по напластованию именно по низкопроницаемому пласту, но и за счет перетока флюидов из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый через тепловое окно. Температуру и время ее поддержания в низкопроницаемом пласте можно подобрать так, чтобы изменение проницаемости соседнего высокопроницаемого пласта (пропластка) было минимальным.
Температуру, развиваемую на фронте горения, обычно оценивают по результатам лабораторных экспериментов на трубной модели пласта, а также с помощью численных моделей. С помощью лабораторных экспериментов можно оценить количество сгорающего в пласте топлива. Развиваемую температуру на фронте горения можно оценить по результатам лабораторных экспериментов на трубной модели пласта, а также, например, с помощью следующей простейшей формулы:
Тф=Qt*Rt/Cr+То,
где Qt - концентрация сгорающего топлива, определенная по результатам лабораторных экспериментов; Rt - энтальпия сгорания топлива; Cr - объемная теплоемкость пород пласта; То - начальная пластовая температура.
3
6
3
Если, например, Qt составит 25 кг/м, Rt принять равной 45*10 Дж/кг, а Cr=2500 КДж/(м*°С), получим оценку температуры на фронте 475°С (при начальной пластовой температуре 25°С). Тогда, для увеличения температуры вдвое (т.е. до 900-950°С) на каждый кубометр выжигаемого объема пласта потребуется дополнительно ввести 25 кг дополнительного топлива (нефти). При необходимости операцию закачки дополнительного топлива можно повторить.
Например, если толщина пласта равна 5 м, а радиус выжигаемой зоны составляет 6 метров, дополнительно потребуется закачать в скважину около 14 тонн нефти. Может быть использовано и другое топливо, например монотопливо, содержащее одновременно топливо и окислитель. Более точно все эти расчеты проводятся с помощью численных моделей; здесь же даны только приближенные оценки.
На фиг. 1 представлены результаты расчета распространения тепла в непроницаемой перемычке за счет теплопроводности, выполненные с помощью численной модели. Расчеты показывают, что если поддерживать температуру на фронте горения порядка 900-1000°С, то через несколько суток температура 900°С может распространиться в непроницаемых породах на 2 и более метров по вертикали.
Закачкой дополнительного топлива можно регулировать как температуру, развиваемую в каждой ячейке пласта, так и длительность поддержания этой температуры в ячейке. По крайней мере, из проведенных расчетов следует, что в случае одностороннего прогрева непроницаемых пропластков (со стороны только низкопроницаемого пласта(пластов)) вполне можно обеспечить прогрев 2-3 метров непроницаемых пород до высоких температур, при которых развивается проницаемость. При больших толщинах непроницаемых пластов (порядка 5-6 м) для создания теплового окна может быть использован двухсторонний прогрев как со стороны низкопроницаемых, так и высокопроницаемых пластов. Однако эффективность выравнивания вытеснения при этом снижается. Прогрев больших толщин представляется затруднительным, т.к. для этого потребуются большие объемы закачки дополнительного топлива и длительное время.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где показано:
Фиг. 1. Распределение температуры в непроницаемой перемычке при воздействии на пласт фронтом горения.
Фиг. 2. Технология разработки с элементами вертикального вытеснения нефти и высокотемпературного теплового воздействия на пласт – ТВВГ.
Способ осуществляется следующим образом.
На фиг. 2 представлена схема этапов разработки залежи, показывающая принцип осуществления и этапность предлагаемого изобретения на примере двухпластовой залежи.
При начальном разбуривании залежи изучается геологическое строение и выделяются высокопроницаемые и низкопроницаемые пласты.
Схема представлена для линейной однорядной системы, хотя она может быть реализована и для площадных схем размещения скважин. На I этапе разработки производится вскрытие двух пластов в рядах скважин I и III. В скважинах II ряда, желательно, вскрытие только высокопроницаемого пласта, хотя возможно и вскрытие низкопроницаемого пласта. После вскрытия пластов начинается этап разработки на режиме истощения. I этап, желательно, продолжать до обеспечения существенного падения давления в высокопроницаемом пласте.
Проводят экспериментальные и численные исследования, в ходе которых определяют концентрацию сгорающего топлива, зависимость проницаемости пород от температуры. Создают математическую модель залежи и предлагаемой технологии и рассчитывают оптимальный сценарий разработки, определяют оптимальные параметры обработок скважин горением, в том числе параметры теплового окна, объемы дополнительно вводимого в пласт топлива (нефти) и пр.
На этапе II в скважинах II ряда проводятся обработки методом внутрипластового горения, при этом осуществляют вскрытие только низкопроницаемого пласта (если высокопроницаемый пласт был вскрыт ранее, его изолируют). При обработках в пласт закачивают дополнительную нефть (топливо) и по завершении обработок скважины пускают в эксплуатацию. По завершении обработки горением вскрывается высокопроницаемый пласт. В нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент (воду, газ, воздух, раствор полимера и др.). Возможно также проведение обработок внутрипластовым горением призабойных зон нагнетательных скважин.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Рассматриваемый пласт залегает на глубине 1500 м. Пласт насыщен нефтью вязкостью 65 мПа*с при пластовых условиях: температуре 30°С и давлении 15.5 МПа. Пласт сложен породами терригенного типа. Суммарная эффективная толщина пласта 11 м, начальная нефтенасыщенность 0.75, средняя пористость 22%. В средней
-3
2
-3
2
части пласта прослеживается хорошо коррелируемый непроницаемый глинистый пропласток толщиной 2.5 м, который разбивает пласт на две части. Верхняя часть имеет проницаемость 150*10 мкм, нижняя - 400*10 мкм, толщина нижнего пласта - 5 м. Залежь разбурена по пятиточечной схеме размещения скважин, тип скважин - вертикальные.
3
С помощью экспериментальных исследований установили, что развитие трещиноватости в породах наиболее эффективно протекает при температурах порядка 850-900°С, содержание топлива по данным эксперимента на трубе горения составило 28 кг/м.
Разработку залежи проводили на режиме заводнения: в нагнетательные скважины закачивали воду, из добывающих отбирали продукцию.
3
При осуществлении разработки по способу прототипа проводили обработки добывающих скважин методом внутрипластового горения. С помощью забойного электронагревателя инициировали процесс горения в пласте и закачивали 700 тыс. нм воздуха, останавливали скважину на пропитку в течение 30 суток, после чего пускали скважину в эксплуатацию. Вскрытие пласта как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах проводили от кровли до подошвы, т.е. на полную мощность.
3
При достижении обводненности продукции 98% нефтеотдача пласта составила 29%. Расход закачиваемой в нагнетательные скважины воды составил 8.9 м на тонну добытой нефти.
3
3
3
При проведении разработки по предлагаемому способу с помощью математической модели выбрали оптимальные параметры обработки добывающих скважин методом внутрипластового горения и проводили их следующим образом. В добывающих скважинах вскрывали только верхний низкопроницаемый пласт, а высокопроницаемый временно (на период обработки) изолировали. В пласт закачивали 400 тыс. нм воздуха, после чего в скважину закачивали 200 тонн технической воды, затем 30 тонн нефти, промывали нагнетательную систему 40 м нитрокса (раствор нитрита натрия и каустической соды) и вновь приступали к закачке воздуха в объеме 400 тыс. нм, затем закачивали 350 тонн 10% водного раствора гидрокарбоната аммония и пускали скважину в эксплуатацию.
3
При достижении обводненности продукции 98% нефтеотдача пласта составила 34%. Расход закачиваемой в нагнетательные скважины воды составил 8.7 м на тонну добытой нефти.
3
Пример 2. На залежи, рассмотренной в примере 1, дополнительно проводили обработки методом внутрипластового горения призабойных зон нагнетательных скважин. Однако закачку дополнительного топлива при этом не проводили, т.к. расчеты показали, что создание теплового окна в призабойных зонах нагнетательных скважин нецелесообразно. В скважинах оставляли вскрытым только верхний низкопроницаемый пласт, а высокопроницаемый временно (на период обработки) изолировали. В скважину закачивали 500 тыс. нм воздуха, после чего переходили к закачке воды в оба пласта.
Обработки добывающих скважин методом внутрипластового горения, рассмотренные в примере 1, повторяли два раза.
3
При достижении обводненности продукции 98% нефтеотдача пласта составила 35.5%. Расход закачиваемой в нагнетательные скважины воды составил 8.6 м на тонну добытой нефти.