СПОСОБ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ НЕФТЕЙ
METHOD FOR EXTRACTION OF HARD-TO-RECOVER OILS

Изобретение относится к нефтяной промышленности, предпочтительно, к разработке залежей с трудно извлекаемыми нефтями, включая Баженовские и Димановские месторождения, в том числе, к месторождениям на поздних стадиях разработки и продуктивных пластах с низкой мощностью, с целью повышения нефтеотдачи пластов, увеличения дебита низко дебитных скважин и продления их эксплуатационного пробега.
Известен способ добычи нефти по российскому патенту, заключающийся в том, что предварительно определяют геометрические и физико-механические характеристики продуктивного пласта, на основе которых, по математической модели Френкеля-Био, рассчитывают значения колебаний поперечных и продольных волн в пласте и, в зависимости от значений частот волн, осуществляют непрерывное волновое воздействие на пласт путем генерирования волн в потоке рабочей жидкости (РЖ), закачиваемой в пласт нагнетательной скважины, генератором волн, установленном в зоне интервала перфорации нагнетательной скважины. Положительный технический эффект достигается за счет удаления из пор пласта тяжелых компонентов нефти и продуктов поликонденсационной конверсии нефти в пластовых условиях (керогена), адсорбировавшихся на внутренней поверхности пор и препятствующих дренажу флюидов пласта (нефти, газу и пластовой воде) из них к его трещинам, что, при последующих снижениях пластового давления, приводит к снижению нефтеотдачи пластов, вплоть до полного прекращения эксплуатации месторождения.
(см. Патент РФ № 2582688, МПК Е21 В 43/16, от 28.04.2015 г.).
Механизм волнового воздействия на продуктивный пласт при способе добычи нефти по известному патенту, заключается в создании в трещинах и порах пласта микро колебательного, зависимой от расчетного количества частот, возвратно-поступательного движения потоку РЖ в их внутренних объемах. При этом в момент поступательного движения РЖ происходит слабый микроудар на внутреннюю поверхность пор, трендом на их торцы, чем обеспечивается проникновение РЖ в их глубины.
При обратном движении РЖ в трещинах и порах пласта, в них возникает микродепрессия, примерно, равная давлению прямого микроудара РЖ в порах паста. В результате чего, происходит отрыв (десорбция) отложившихся на внутренней поверхности пор тяжелых компонентов нефти и «керогена», с последующим их дренажом в трещины пласта, открывая этим дренаж его флюидов - нефти, газу и, если в них есть пластовая вода, и ей, с направлением потока РЖ в направлении добычной (эксплуатационной) скважины. Этот элементарный акт протекает многократно в непрерывном режиме, с расчетной частотой колебания, чем и достигается увеличение нефтеотдачи пласта, не достижимая как по традиционному способу ГРП, так и по другим известным способам воздействия на продуктивные пласты с этой целью.
Этот способ, по технической сущности и достигаемому результату, близок к предлагаемому, поэтому принят в качестве прототипа.
Однако, в связи с хаотичностью расположения природных волноводов в пласте, - трещин и пор, неравномерности их свободных объемов и наличия в пласте участков с различной плотностью породы, фронт движения потока РЖ в пласте, будет не равномерным, с байпасными потоками и с значительным отклонением от идеального, - «поршневого», гидродинамического режима. Следует также отметить и то, что в связи с малыми скоростями проникновения РЖ в поры пласта, процесс десорбции (удаления) тяжелых компонентов нефти, особенно керогена, из них будет длительным. Следствием таких недостатков и является снижение потенциала технико-экономической эффективности известного способа добычи нефти.
Целью настоящего изобретения является организация фронта движения потока РЖ в пласте, исключающего байпасные потоки в нем и улучшение условий дренажа флюидов из пор пласта в искусственно созданные трещины, ориентированные в нем горизонтально.
Сущность настоящего изобретения заключается в том, что перед началом добычи нефти непрерывным волновым воздействием на пласт по способу-прототипу, с целью дополнительного увеличения проницаемости продуктивного пласта, исключения возникновения байпасных потоков на фронте движения потока РЖ в нем, улучшения дренажа нефти и газа из его пор к трещинам продуктивного пласта и увеличения скорости волнового воздействия на поры пласта нагнетательной скважины, проводят гидроразрыв пласта (ГРП) путем серии мини-гидроразрывов пласта (Мини-ГРП), достигаемых в результате взрыва в интервале перфорации скважины зарядов бризантных взрывчатых веществ (БВВ) в среде РЖ, находящейся под гидростатическим и технологическим давлением выше пластового давления, при котором, ГРП производится за счет динамического удара РЖ на породу пласта, создаваемого прямой ударной волной взрыва заряда БВВ в массе РЖ. Мини-ГРП производят по расчетному количеству, поэтапно, в количестве, не менее, 3-4 раз.
Выбор ГРП по этому способу Мини-ГРП, вызван тем, что при ГРП по традиционному способу (насосному), из-за низкой скорости нагружения пласта потоком закачиваемой в пласт РЖ, которая не превышает 1,0 МПа/сек., ГРП проходит с низкой селективностью, как правило, в значительной части по существующим природным трещинам, расположенным, в основном, вертикально.
7
При ГРП путем Мини-ГРП, за счет резонансных и волновых явлений, возникающих при движении прямой ударной волны взрыва БВВ в массе жидкости, находящейся в защемленных условиях, т.е. в трещинах и порах пласта, давление на фронте движения РЖ в пласте возрастает до сотен тысяч атмосфер, в результате чего, скорость нагружения потока РЖ на пласт доходит до 10 МПа/с.
При такой высокой скорости движения потока РЖ в пласте, образование трещин в нем не успевает отклоняться от направления азимута отверстий кумулятивной перфорации в эксплуатационной колонне скважины, т.е. ГРП проходит, практически, горизонтально, примерно, со 100% селективностью. Оптимальным количеством перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне является 20 отверстий на один погонный метр, с диаметром отверстий 10-12 мм, при котором, расстояние между трещинами в пласте составляет 50 мм, что является стандартной величиной для данного варианта промышленного перфоратора, используемого при Мини-ГРП.
При движении обратной волны взрыва заряда БВВ, в пласте возникает депрессия, величиной близкой к давлению прямой ударной волны взрыва БВВ. В результате чего, из трещин и пор пласта, с мгновенной скоростью вырываются (десорбируются) отложившиеся тяжелые компоненты нефти и керогена, в том числе, мелкие крошки породы пласта, с последующим их выносом с потоком нагнетаемой в пласт РЖ и флюидов пласта, к добычной скважине.
Изобретение иллюстрируется следующим примером конкретного выполнения.
1. По данным стандартных геофизических исследований продуктивного пласта, производят технологические расчеты по определению массы зарядов БВВ и количество их взрывов, соответствующих этапам Мини-ГРП.
2. Разрабатывается План (инструкция) проведения Мини-ГРП на данной скважине.
3. Собирают технологическую схему для закачки в скважину РЖ, с ПАВом или без него, состоящую из соответствующего насоса, с емкостью для РЖ, линией подачи РЖ в скважину и линией отвода РЖ из нее обратно в емкость насоса для РЖ.
4. В зоне скважины, подготавливают место для изготовления зарядов БВВ в виде торпед из детонирующих шнуров (ТДШ), марок, приемлемых для использования в термобарических условиях пласта данной скважины и фиксируемых на геофизическом каротажном кабеле (ТДШ).
5. Подготавливают технологическую схему загрузки ТДШ в интервал перфорации скважины, включая подготовку устья скважины к загрузке в нее ТДШ.
После завершения всех подготовительных работ, приступают к проведению технологических операций по Мини-ГРП в нижеследующей последовательности.
1. В скважину закачивают РЖ до уровня ее устья.
2. В устье скважины загружают ТДШ и опускают ее в интервал перфорации эксплуатационной колонны скважины.
3. После этого, в скважину начинают закачивать РЖ до достижения на устье скважины технологического давления, составляющего 80-85% от максимально допустимого для данной скважины.
4. При достижении на устье скважины заданного давления, не останавливая закачку РЖ, производят взрыв ТДШ.
5. После взрыва ТДШ, закачку РЖ продолжают еще 1,0-2,0 минут, не допуская при этом превышения давления на устье скважины выше разрешенной величины.
6. Затем закачку РЖ останавливают и приступают к операциям по сбросу давления из скважины, с отводом РЖ из скважины в емкость РЖ на приеме насоса.
7. При снижении давления в скважине до атмосферного, из нее извлекают геофизический кабель и приступают к следующему этапу Мини-ГРП. Расчетное количество этапов Мини-ГРП составляет не менее 3-4, т.е. с проведением не менее 3-4 взрывов ТДШ в интервале перфорации нагнетательной скважины, заполненной РЖ, находящийся под давлением выше пластового.
8. Далее, согласно предложенному способу, проводят акустическую цементометрию (АКЦ) скважины (или другим известным геофизическим методом) на предмет установления наличия в пласте новых трещин. Затем, в лабораторных условиях, исследуют керн пласта и определяют значения модуля сдвига его пористого скелета, цементируемость, пористость, объемную и сдвиговую вязкости. Кроме того, определяют значение кинематической вязкости жидкой фазы, содержащейся в порах пласта. Исследуемый пласт имел следующие физико-механические показатели:
5
6
2
f
Н=6 м;; h=1 м;; G=5,5 Па; ξ=η=10 Па; γ=0,3; ν=10 м/c; s=0,9%; где:
Η - высота (мощность) продуктивного пласта, м;
h - расстояние между трещинами в продуктивном пласте, м;
G - модуль сдвига пористого скелета пласта, Па;
ξ - объемная вязкость пористого скелета пласта, Па;
η - сдвиговая вязкость пористого скелета пласта, Па;
γ - цементированность скелета пласта;
f
2
ν - кинематическая вязкость жидкой фазы пласта, м/с;
s - пористость структурного скелета пласта,%.
Согласно расстояниям между новыми трещинами в продуктивном пласте, полученных после проведения Мини-ГРП в интервале перфорации эксплуатационной колонны, перфорированных перфоратором с шагом расположения перфорационных отверстий в нем равном стандартным 20 отверстиям на один погонный метр, расстояние между новыми трещинами, по сравнению с трещинами в продуктивном пласте до Мини-ГРП, равном 1 м, уменьшается в 20 раз. Поэтому и расстояние между новыми трещинами в пласте после Мини-ГРП, будет равно 0,05 м, отсюда, h в вышеприведенной формуле будет равен 0,05 м (h=0,05 м.).
С помощью установленной в ЭВМ программы, по математической модели Френкеля-Био рассчитывают значения декрементов затухания колебаний поперечной и продольных волн в зависимости от значений частот волнового воздействия. Результаты вычисления значений декрементов затухания колебаний поперечной и первой и второй продольных волн, в зависимости от значений частот волнового воздействия от 61 до 7200 Гц, представлены в Таблице 1.
1
κρ.1
3
кр.3
-1
-1
Как показали расчеты, минимальное значение декремента затухания первой продольной волны d=2,8 м проявляется при частоте волнового воздействия на пласт ω=9600 Гц, а минимальное значение декремента затухания поперечной волны d=0,9 м - при частоте ω=2400 Гц на указанных критических частотах волн имеют самое длительное затухание.
кр.2
2
-1
Что касается второй продольной волны, то ее затухание оказывается существенно выше. Декремент затухания этой волны при частоте ω=60 Гц достигает значений d=300 м. То есть амплитуда второй продольной волны затухает в е раз на расстоянии, не превышающем 0,2 см. Поэтому, влиянием второй продольной волны на процесс волновой интенсификации продуктоотдачи пласта можно пренебречь.
кр.3
κρ.1
Далее процесс волнового воздействия на пласт ведут при частотах, лежащих в интервале между ω и ω, значения которых определяются формулой:
кр.1
кр.3
кр.3
ω=k(ω - ω)+ω, где: 0<k<1.
опт.
Одновременно измеряют дебит (Q) скважины и определяют при какой частоте ω=ω дебит достигает максимального значения. Результаты измерений представлены в Таблице 2.
опт
Как видно из Таблицы 2, при волновом воздействии на пласт, дебит достигает значения 52 т/сут при частоте ω=6100 Гц, что на 7 т/сут превышает дебит скважины при добыче по в известном известному способу (45 т/сут).
Найденное значение частоты является оптимальным для залежи с данными геофизическими и физико-механическими параметрами.
В дальнейшем, волновое воздействие на продуктивный пласт осуществляют при частоте генерируемых волн соответствующей максимальному дебиту.
Использование предлагаемого способа позволяет значительно повысить нефтеотдачу пластов, увеличить дебит низкодебитных скважин, продлить их эксплуатационный пробег и высокоэффективно реанимировать скважины после консервации, в том числе, ликвидированных по причине бездебитности. А в случае залежей трудноизвлекаемых нефтей и месторождений, расположенных отдаленных от инфраструктур, способ, практически, является безальтернативным.
Способ позволяет исключить использование крупногабаритного и дорогостоящего оборудования традиционного ГРП, чем примерно в десять раз удешевит затраты на интенсификацию работы скважин, повысит эффективность недраполбхования и значительно увеличит экологичность эксплуатации месторождений.