Способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи
METHOD OF PROCESSING LOW-DRAINED AREAS OF OIL DRAWINGS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий бурение и подготовку к эксплуатации по меньшей мере двумя парами скважин, состоящими из нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины. Для увеличения проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважиной перед пуском в эксплуатацию в каждой скважине производят гидроразрыв с закачкой слоя пропанта (патент РФ №2310744, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.11.2007).
Недостатком известного способа является то, что в процессе добычи закачанный пропант может выноситься из добывающих скважин высоковязкой углеводородной жидкостью. Вынос пропанта приводит к смыканию трещин, образованных при гидроразрыве, уменьшению проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважинами, снижению добычи и, соответственно, уменьшению коэффициента нефтеизвлечения.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ добычи высоковязкой нефти и битума, включающий разработку залежи по меньшей мере одной парой скважин, состоящей из нагнетательной скважины, воздействующей на кровельную часть продуктивного пласта, и добывающей скважины, эксплуатирующей подошвенную часть продуктивного пласта, проведение гидроразрыва с закачкой пропанта в каждую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины. В известном способе при проведении гидроразрыва используют пропант, смешанный с гранулированным магнием в соотношении от 5:1 до 2:1, а после смеси пропанта и гранулированного магния производят закачивание соляной кислоты в количестве, достаточном для полного реагирования гранулированного магния (патент РФ №2387821, кл. Е21В43/24, опубл. 27.04.2010 - прототип).
Известный способ позволяет повысить эффективность добычи высоковязкой нефти и битума из подземной залежи за счет предотвращения выноса пропанта и сохранения полученного после гидроразрыва размера проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважинами, а также за счет предотвращения выноса породы из призабойной зоны добывающей скважины и ускорения создания проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, но не предусматривает выработку слабодренируемых участков нефтяной залежи с высокими значениями остаточных запасов нефти.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи.
Задача решается тем, что в способе выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи, включающем выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50%, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи, выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%, промывают и отбирают продукты реакции, затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта, причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу, в дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины.
Сущность изобретения
Разработка неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков характеризуется недовыработкой остаточных запасов, низким коэффициентом охвата пластов и невысокой нефтеотдачей. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
Залежь нефти разбуривают по проектной сетке добывающими и нагнетательными скважинами, ведут отбор продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины.
При накопленном отборе нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50% на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта. По полученным данным строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. По результатам проведенных исследований на залежи выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более. Согласно расчётам, если отбор от начальных извлекаемых запасов составляет менее 50%, то разработка залежи может осуществляться и без применения предлагаемых в данном способе мероприятий, требующих операционных затрат, т.к. при этом рассматриваемый способ увеличивает нефтеотдачу незначительно. Согласно исследованиям при текущей температуре пласта менее чем 5% от начальной, эффективность данного способа может быть мала ввиду погрешности оборудования.
В процессе эксплуатации скважин на стенках труб образуются асфальто-смолисто-парафиновые отложения, присутствие которых может значительно снизить эффективность гидроразрыва пласта (ГРП). Реакция соляной кислоты с магнием приводит к термохимической реакции с выделением тепла. Поэтому предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%. Затем промывают и отбирают продукты реакции. Согласно исследованиям при объеме гранулированного магния менее 20%, а, соответственно, кислоты более 80%, получают незначительный эффект ввиду слабого повышения температуры. Аналогично при объеме гранулированного магния более 40%, и, соответственно, кислоты менее 60%, воздействие кислотой снижается, что приводит к неполному растворению магния и уменьшает эффект. Как показали расчеты, концентрация соляной кислоты ниже 12% не дает положительного эффекта, а при концентрации выше 18% приводит к повреждению промыслового оборудования.
Далее на скважинах выделенных участков, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят ГРП. В присутствии водонефтяного контакта появляется риск резкого обводнения скважин после ГРП и необходимость применения водоизоляционных технологий, эффект которых обычно кратковременен. В каждом ГРП 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают. После этого закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью.
Согласно исследованиям замена пропанта на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта на величину менее чем 10% по массе практически не приводит к необходимому повышению температуры в пласте, тогда как более чем 40% снижает эффективность ввиду меньшего количества закачиваемого пропанта, частичного смыкания трещин, а также негативного воздействия высокой температуры на оборудование ГРП. Последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта и магния позволяет закрепить трещины разных размеров, вплоть до мелких. Последующая закачка оторочки соляной кислоты приводит к термохимической реакции с выделением тепла, что позволяет снизить вязкость нефти. Концентрация соляной кислоты ниже 12% не дает положительного эффекта, а при концентрации выше 18% – приводит к повреждению промыслового оборудования.
Затем скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины во избежание охлаждения пласта.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. Залежь нефти представлена неоднородными терригенными отложениями. Абсолютная проницаемость коллектора составляет 50-300 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 6 м, глубина залегания кровли пласта – 1050 м, начальное пластовое давление – 10 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 50 мПа·с, начальная пластовая температура 30°С. Залежь разбуривают по пятиточечной схеме 23-мя вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами 300 м. Ведут отбор продукции из добывающих скважин и закачку сточной воды в нагнетательные скважины.
Через 10 лет разработки накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов по залежи составил 50%. На фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта. По полученным данным строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. По результатам проведенных исследований на залежи выявляют участок, состоящий из 5 скважин, в котором текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и составляет 28,7°С.
Предварительно каждую из 5 скважин выделенного участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20% от объема эксплуатационной колонны и 80% соляной кислоты с концентрацией 12%. Затем промывают и отбирают продукты реакции. Далее на 4 скважинах выделенного участка, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят ГРП. В одной из скважин присутствует водонефтяной контакт, поэтому в ней ГРП не проводят. В каждом ГРП 40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции (12/18 меш), затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают (до 20/40 меш). После этого закачивают два раза оторочки 12% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью.
Скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления на участке ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины, т.е. при температуре закачиваемой сточной воды на забое 30єС.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Предварительно каждую из скважин выделенного участка очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 40% от объема эксплуатационной колонны и 60% соляной кислоты с концентрацией 18%. Затем промывают и отбирают продукты реакции. Далее на данных скважинах проводят ГРП. В каждом ГРП 10% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. После этого закачивают четыре раза оторочки 18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 710 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,485 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 600 тыс. т нефти, КИН составил 0,410 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,075 д. ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения неоднородных залежей с наличием слабодренируемых участков, увеличить проницаемость коллектора, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет выявления данных слабодренируемых участков, применения очистки скважин и оптимизированной технологии гидроразрыва пласта с термохимическим воздействием.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи.