Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов
METHOD FOR DEVELOPMENT OF NONUNIFORM PERMEABILITY RESERVOIRS

Область техники
Изобретение относится к области геологии и разработки месторождений.
Уровень техники
Известен способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2043494, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138, опубл. 10.09.1995 г.). В качестве дисперсных частиц используют древесную муку.
Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная недостаточной водоизолирующей способностью из-за быстрого его размыва нагнетаемой водой, а также ограниченной степенью проникновения реагента в пласт, что не позволяет снижать подвижность воды в удаленных зонах.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, согласно которому в пласт закачивают в виде первой оторочки дисперсию гель-частиц в водном растворе полимера, а в виде второй оторочки закачивают водный раствор полимера и соли поливалентного металла (патент РФ №2299319, МПК Е21В 43/22).
Способ недостаточно эффективен из-за того, что в качестве дисперсных гель-частиц предложено использовать промышленно выпускаемые водопоглощающие полимеры акрилиамида, не растворимые в воде. Для указанного класса полимеров характерна сильная зависимость степени набухания от минерализации, и в водах с минерализацией более 10 г/л эти полимеры практически не набухают и соответственно не образуют гель-частиц.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2090746, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1997 г.). В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диамитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок.
Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за низких значений остаточного фактора сопротивления и ограниченной степени проникновения реагента в пласт, не позволяющей снижать подвижность воды в удаленных зонах.
Использование водорастворимых полимеров для решения задач снижения проницаемостной неоднородности имеет ряд существенных недостатков: низкая селективность – гелеобразующий агент попадает во все интервалы, включая нефтенасыщенные; отсутствие эффекта повышения фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых зонах в коллекторах с высокой контрастностью по проницаемости и/или наличием зон трещиноватости.
Использование водорастворимых полимеров для решения задач снижения проницаемостной неоднородности для случаев с высокоминерализованной водой неэффективно из-за ухудшения реологических свойств, а также ограничено верхним пределом пластовой температуры, до 90°С.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт гель-дисперсной системы (ГДС) для изоляции существующей системы техногенных трещин и высокопроводящих каналов в призабойной зоне и затем закачку сшитой полимерной системы (СПС) для регулирования профиля приемистости и фильтрационных потоков в неоднородных поровых и трещиновато-поровых пластах со стороны нагнетательных скважин (заявка на изобретение №2008134827/03, МПК Е21В 43/22, публикация 27.02.2010).
Недостатком данного способа является низкая эффективность изоляции разных по проницаемости трещиноватых каналов из-за невысокой дисперсности гелевых частиц, получаемых в процессе закачки полимерной композиции на воде одной минерализации.
Как показывает анализ уровня техники общепринятым подходом при реализации аналогов, является использование фиксированного объема реагента для каждой скважины или «условное» деление на метр мощности, что не учитывает геологические особенности пласта, фактические данные по работе скважины, проведенные на ней исследования. Такие крупномасштабные особенности, как трещины и высокорпроницаемые зоны, негативно сказываются на однородности процесса вытеснения. Через систему трещин и высокопроницаемых зон вода быстро достигает добывающих скважин и не вытесняет нефть из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. Для эффективной разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом необходимо постоянно управлять потоками воды и перенаправлять их в нефтенасыщенные зоны. В известных способах не предусмотрено управление потоками закачиваемой воды.
Раскрытие изобретения
Целью настоящего изобретения является создание эффективного способа разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом.
Технический результат заключается в повышении эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом, выраженном в получении дополнительной добычи нефти, снижении и/или стабилизации темпов роста обводненности, увеличении текущего и конечного коэффициента извлечения нефти (КИН), темпов отбора нефти, росте давления на стадии закачки суспензии предварительно сшитого полимера ПСП (PPG) и его сохранения после закачки, снижение непроизводительной закачки воды в нагнетательных скважинах.
Суть предлагаемого решения заключается в закачке однокомпонентного состава, образующего набухшие гель частицы в присутствии воды, без протекания химических реакций с предварительным расчетом технологических параметров обработки и технологической эффективности. Способ  позволяет управлять потоками воды и перенаправлять их в нефтенасыщенные зоны не только в околопризабойной зоне скважин, но и в межскважинном пространстве.
Технический результат достигается благодаря тому, на первом этапе подбирают марку ПСП (PPG) и технологические параметры обработки с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик объекта, после чего на скважине готовят начальную суспензию ПСП (PPG) путем смешивания, по меньшей мере, двух объемов воды и одного объема реагента, представляющего собой частицы предварительно сшитого полимера с исходным размером частиц от 0,1 до 10 мм;   после  созревания начальная суспензия направляется в емкость для перемешивания, где смешивается с водой в концентрациях 0,1-0,5% и с помощью насосных агрегатов типа АЦН (ЦА)-320 и СИН-32 закачивается в нагнетательную скважину, при этом суспензия частиц реагента во время закачки поддерживается во взвешенном состоянии, либо специальным насосным оборудованием, позволяющим создать необходимый турбулентный поток во всем объеме используемой емкости, либо с использованием лопастных мешалок, для создания турбулентного режима в объеме используемой емкости.  В качестве емкости также можно использовать технологические емкости, входящие в комплект АЦН (ЦА)-320 или СИН-32.
Все признаки указанного выше способа являются существенными и находятся в причинно-следственной связи с техническим результатом.
Краткое описание чертежей
Фиг.1. Слоистые модели, представляющие собой неоднородный пласт в виде серии гидродинамически изолированных слоев, каждый из которых характеризуется своим значением толщины, пористости и проницаемости, изменяющимися в пространственных координатах;
Фиг.2. Логнормальное распределение проницаемости по толщине пласта.
Фиг.3. Геолого-гидродинамическая модель (ГДМ) на основе ГФХ объекта после адаптации по фактической истории разработки;
Фиг.4. Проектирование технологии.
Фиг.5. Сравнительный анализ технологий: сшитые полимерные системы, гель дисперсные системы, ПСП (PPG);
Фиг.6. Профиль приемистости до и после закачки ПСП (PPG);
Фиг.7. Результаты исследований для разных контрастов между проницаемостью слоя К1 и К2;
Осуществление изобретения
Одним из важных условий реализации предлагаемого способа является качественный подбор технологических параметров закачиваемой оторочки, влияющей на параметры призабойной и удаленной зоны коллектора применительно к каждой нагнетательной скважине на участке воздействия.
Для этого для участка нефтяного пласта, где предполагается проводить обработку реагентом ПСП (PPG), проводят комплекс проектных работ, включающих:
- анализ разработки объекта на основе статических данных (свойств коллектора) и динамических данных (параметры разработки) с целью определения иерархии скважин, характеризующихся наличием и степенью связи по пласту, определения иерархии скважин по степени неоднородности;
- анализ данных по проведенным ранее исследованиям скважин:  геофизические исследования потокометрии и термометрии с целью анализа данных по профилям приемистости нагнетательных скважин и профилям притока добывающих скважин, данные гидродинамических исследований с целью анализа установленных связей в системе нагнетательных и добывающих скважин, определения времени реагирования добывающей скважины на закачку в нагнетательную скважину,  трассерные исследования межскважинного пространства с целью анализа фильтрационно–емкостных параметров коллектора, наличия связей в системе нагнетательных и добывающих скважин;
- исследования ПСП (PPG) с фактическими растворителями с целью принятия решений, адекватных условиям исследуемого объекта добычи нефти. При этом под адекватными решениями понимаются решения, обеспечивающие необходимый уровень технологических параметров: требуемые характеристики ПСП (PPG) (степень дисперсности, степень набухания, модуль упругости максимально набухшего ПСП), требуемые параметры рабочей суспензии (объем оторочки). Параметры могут корректироваться при проведении закачки исходя из результата по величине давления;
- проведение технико-экономического анализа с целью выбора состава для получения оптимального технологического (дополнительная добыча нефти) и экономического эффекта (индекс доходности PI, дисконтированный поток наличности NPV).
Предлагаемый алгоритм по подбору технологических параметров обработок учитывает индивидуальные особенности обрабатываемого объекта и основывается на моделировании стратиграфического неоднородного по проницаемости коллектора с использованием исходной информации, включая геолого-физические характеристики (ГФХ) коллектора, данные по фактической разработки объекта, данные по проведенным геолого-промысловым исследованиям.
Алгоритм использует слоистые модели, представляющие собой неоднородный пласт в виде серии гидродинамически изолированных слоев, каждый из которых характеризуется своим значением толщины, пористости и проницаемости, изменяющимися в пространственных координатах – Фиг.1. Коллектор характеризуется логнормальным распределением проницаемости по толщине пласта – Фиг.2. Жидкости считаются несжимаемыми, гравитационные и капиллярные силы не учитываются, вытеснение поршневое.
Расчет проводится для каждого участка нефтяного пласта, где предполагается проводить обработку реагентом ПСП (PPG), с адаптацией модели по фактическим показателям разработки скважины, входящим в участок – Фиг.3. и последующим прогнозом технологической эффективности – Фиг.4.
На Фиг.3. приведена геолого-гидродинамическая модель (ГДМ) на основе ГФХ объекта после адаптации по фактической истории разработки.  1  – проектный КИН, 2 – проектный коэффициент вытеснения нефти, 3 – ГДМ без адаптации, 4 – точка на последнюю фактическую дату, 5 – ГДМ после адаптации, 6 – фактические точки, 7 - точка на последнюю фактическую дату.
На основании полученных данных о контрасте проницаемостей промытой высокопроницаемой зоны и нефтенасыщенной низкопроницаемой зоны, раскрытости трещин, граничном значении проницаемости между промытыми интервалами и нефтенасыщенными интервалами вытеснения нефти, делают вывод о строении пласта, степени его неоднородности. В соответствии с этими данными подбирают марку и объем оторочки ПСП (PPG).
Такой предварительный расчет позволяет снизить риски неэффективных обработок, правильно подобрать объемы композиции с целью достижения максимального технологического и экономического эффекта, снизить непроизводительный расход реагента.
ПСП (PPG) полимер представляет собой однокомпонентный реагент, образующий гель частицы, в присутствии воды, без протекания химических реакций. Отсутствие других компонент гарантирует образование требуемых структур при закачке в пласт больших объемов реагента.
Приготовление начальной суспензии осуществляется непосредственно на скважине путем смешивания реагента с водой в соотношении, по меньшей мере, 2-х объемов воды и 1-го объема реагента  ПСП (PPG) в зависимости от конкретных условий и задач, свойств воды и марки ПСП (PPG).
Исходный размер частиц реагента от 0,1 до 10 мм. В зависимости от размера частиц используют следующие марки ПСП (PPG) (Табл. 1):
Марка ПСП
Размер частиц
ПСП-1
0,1-1 мм
ПСП-3
1-3 мм
ПСП-5
3-5 мм
ПСП-10
5-10 мм
Выбор марки ПСП (PPG) определяют исходя из рассчитанных показателей неоднородности пласта: контраста проницаемостей промытой высокопроницаемой зоны и нефтенасыщенной низкопроницаемой зоны, раскрытости трещин, граничное значение проницаемости между промытыми интервалами и нефтенасыщенными интервалами вытеснения нефти, а также исходя от значений минерализации закачиваемой и пластовой вод. Причем, чем выше неоднородность пласта и минерализация вод, тем большие размеры частиц ПСП (PPG) необходимо выбирать.
При попадании в воду частицы начинают активно впитывать в себя воду, увеличиваясь в размере от 2 до 15 раз.  Согласно лабораторным данным, степень набухания при 120°С (раз) через 1 час при минерализации растворителя соответственно 10 г/л и 100 г/л: (4,4), (2,3); через 72 часа: (7,6), (5,6).  Время созревания составляет от 30 до 120 минут.
ПСП (PPG) характеризуется ограниченной степенью влияния минерализации на степень набухания в пределах 30% при десяти кратном увеличении минерализации и отсутствием термодеструкции в пределах пластовых температур до 120°С.
После созревания необходимое количество реагента, определенного при проектировании, закачивается в скважину с помощью насосного агрегата АЦН (ЦА)-320 и СИН-32 в рабочей концентрации 0,1-0,5%.
Суспензия частиц реагента во время закачки поддерживается во взвешенном состоянии специальным насосным оборудованием, позволяющим создать необходимый турбулентный поток во всем объеме используемой емкости,  превышающий скорость оседания частиц, с учетом фракции и степени набухания,  либо с использованием лопастных мешалок, для создания турбулентного режима в объеме используемой емкости.  В качестве емкости также могут использоваться технологические емкости, входящие в комплект АЦН (ЦА)-320 или СИН-32.
Концентрация реагента при закачке зависит от давления сопротивления при прохождении реагента перфорационных отверстий и функции роста давления по мере заполнения трещин и/или высокопроницаемых зон. Постепенный рост давления означает увеличение сопротивления в трещине и/или высокопроницаемой зоне по мере ее заполнения реагентом и переходами потока в другие зоны с проницаемостью ниже. В случае приближения давления закачки к максимальному, концентрация снижается до уровня, позволяющего продолжить закачку реагента, либо осуществляется временный переход на закачку воды с целью продвижения закаченного реагента вглубь пласта с последующим возвращением к закачке на минимальной концентрации и продолжением закачки по описанной выше схеме до закачки запланированного количества реагента в полном объеме.
Реагент способен проникать избирательно в трещины и высокопроницаемую матрицу за счет изначально относительно крупных размеров частиц с последующим их накоплением и уплотнением в трещине и/или высокопроницаемой матрице. По мере заполнения трещины увеличивается градиент давления, что приводит к перераспределению потоков композиции в следующую высокопроницаемую зону (менее высокопроницаемую относительно предыдущей). Таким образом, достигается высокая селективность обработки.
Согласно лабораторным данным набухшая частица не фильтруется в низкопроницаемую часть коллектора даже при больших величинах градиента давления, что исключает повреждение нефтенасыщенной части коллектора. Диапазон порогового значения проницаемости, ниже которого реагент в пласт не фильтруется, составляет от 200 до 500 мД в зависимости от начальной фракции и величины набухания.
Для  приготовления и закачки ПСП (PPG) нет необходимости использовать специализированное оборудование типа КУДР, что позволяет при реализации изобретения использовать широко применяемое специальное оборудование – СИН-32, АЦН (ЦА)-320.
Сравнительный анализ предлагаемого изобретения с применяемыми на настоящий момент технологиями: сшитые полимерные системы, гель-дисперсные системы представлен на фиг. 5. Преимущество  настоящего изобретения в том, что предложенный способ:
- не ограничен временем гелеобразования, не ограничен временем набухания, т.к. набухшие гель-частицы деформируются под давлением, не слипаются и постоянно сохраняют свою подвижность в пласте, что позволяет им проникать в отдаленные зоны пласта, тем самым увеличивая эффективность технологии;
- обеспечивает повышение фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых слоях в призабойной зоне скважин и в межскважинном пространстве, при этом, не повреждая низкопроницаемую нефтенасыщенную часть коллектора, за счет чего достигается высокая селективность обработки (фиг.6);
- обеспечивает повышение фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых зонах для коллекторов с наличием зон трещиноватости и высокими контрастами проницаемости (фиг.7), в том числе и для случаев, характеризующихся наличием внутрипластовых перетоков между слоями с высокой и низкой проницаемостью;
- не ограничен по эффективному применению для случаев с высокой минерализацией пластовой и/или закачиваемой воды, может применяться в условиях высоких пластовых температур до 120°С;
- обеспечивает возможность задания требуемого уровня коэффициента приемистости после закачки реагента, путем подбора параметров технологии.
- обеспечивает длительное время эффекта, поскольку ПСП (PPG)  гарантированно сохраняет свои свойства в пластовых условиях более 1 года.