Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа
DEVELOPMENT METHOD OF TIGHT OIL RESERVOIRS BY CYCLIC PUMPING OF CARBON DIOXIDE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке плотных нефтяных коллекторов с применением циклической закачки углекислого газа.
3
3
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению, замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес. циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки (патент РФ №2361072, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009).
3
3
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, включающий определение давления и расхода закачки, при котором скважина начинает принимать закачку рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В известном способе на первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента 5-50 м/сут и минимальном начальном давлении 2-4 МПа закачивают в скважину рабочий агент, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при минимальном расходе и давлении повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на втором этапе закачивают в скважину рабочий агент при повышенном давлении закачки, при сохранении минимального расхода рабочего агента, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при повышенном давлении и минимальном расходе повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на третьем и последующих возможных циклах закачки и технологической выдержки повышение давления закачки при сохранении минимального расхода повторяют до достижения рабочего давления закачки рабочего агента, после чего постепенно повышают расход закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода порядка 50-100 м/сут, достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи (патент РФ №2304704, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.08.2007 - прототип).
Общим недостатком известных способов является низкая эффективность при разработке плотных, слабопроницаемых и преимущественно гидрофобных коллекторов, т.к. не учитывается взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин. В указанных способах не предусмотрены мероприятия по оптимизации работы добывающих скважин, которые могли бы проводиться одновременно с регулировкой режимов закачки рабочего агента. В результате нефтеотдача остается низкой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов.
2
нач
нач
2
2
гор
гор
нас
2
нач
нас
2
нач
2
Задача решается тем, что в способе разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа, включающем циклическое увеличение и уменьшение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, в качестве рабочего агента применяют углекислый газ – СО, при текущем пластовом давлении (0,5-0,8)·Р, где Р – начальное пластовое давление, начинают вести закачку СО в нагнетательную скважину через трубы, устойчивые к воздействию СО, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Р, где Р – вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом – Рдо текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Р, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Р, циклы увеличения - уменьшения расхода СО и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Р, после завершения циклов закачку СОпрекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами.
Сущность изобретения.
-3
2
Под плотными здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллектора с проницаемостью, варьирующуюся в пределах от нескольких тысячных долей до нескольких единиц мД (10 мкм), характеризующиеся сильной неоднородностью. Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.
Под давлением закачки понимают давление на забое нагнетательной скважины.
На нефтеотдачу плотных нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы поддержания пластового давления. Как известно, основная проблема для таких коллекторов заключается в том, что после начала отбора продукции скважины, пластовое давление стремительно падает. Закачка воды затруднена ввиду низкой проницаемости коллектора. Правильно спроектированное применение газовых методов в этом случае более оправдано. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлен график изменения давления закачки в нагнетательной скважине и забойных давлений в добывающих скважинах – циклов реализации предлагаемого способа.
Способ реализуют следующим образом.
Подбирают участок плотного нефтяного коллектора, в котором по данным исследований скважин, разброс проницаемости как по площади, так и по разрезу составляет от 0,001 мД до 2 мД. Участок представляет из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре и одной или несколькими реагирующими добывающими скважинами. Скважины могут быть как вертикальные, наклонно-направленные, так и с горизонтальным окончанием.
нач
нач
2
2
Через некоторое время после начала разработки, пластовое давление снижается до (0,5-0,8)·Р, где Р – начальное пластовое давление. В нагнетательную скважину спускают трубы, устойчивые в плане коррозии к воздействию СО(например, стеклопластиковые трубы), причем межтрубное пространство у кровли продуктивного пласта герметизируют пакером. Пакер предотвращает попадание СОв межтрубное пространство и, соответственно, позволяет избежать коррозию обсадной колонны.
2
гор
гор
нас
Циклический режим закачки заключается в следующем. Через трубы начинают вести закачку СО с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Р, где Р – вертикальное горное давление вышележащих пород. При этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом (Р) до текущего пластового давления (фиг.1). Таким образом, приток жидкости к добывающим скважинам прекращается, а расход закачиваемого газа в нагнетательную скважину – максимален.
2
нач
нас
Затем расход СО уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Р. При этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают со значения текущего пластового давления до Р. Таким образом, расход закачиваемого газа минимален, тогда как приток жидкости к добывающим скважинам – максимален.
2
нач
2
Циклы увеличения – уменьшения расхода СО и, соответственно, снижения – повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Р, после чего закачку СОпрекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами (фиг.1).
2
2
2
Согласно исследованиям, при проницаемости нефтенасыщенного коллектора менее 0,001 мД, закачка СОзатруднена ввиду того, что размеры поровых каналов становятся сопоставимы с размерами молекул СО. При этом верхний предел 2 мД определен исходя из того, что согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при данных значениях проницаемости и менее, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по закачке СО эффективно, с точки зрения экономики.
2
нач
нач
2
нач
2
2
Начало закачки СО после снижения пластового давления до (0,5-0,8)·Робусловлено тем, что при значении большем, чем 0,8·Р, согласно расчетам, разработка на естественном режиме экономически эффективнее закачки СО. При значении меньшем чем 0,5·Р, согласно исследованиям, начинает проявляться геомеханический фактор – смыкание естественных трещин карбонатного коллектора, тогда как данные трещины необходимы для повышения охвата закачкой СО. После смыкания трещин восстановить пластовое давление до первоначального, посредством закачки СО, практически невозможно, что приводит к низкой нефтеотдаче.
2
Закачка СО в циклическом режиме с постепенным увеличением и уменьшением давления нагнетания, при этом одновременное синхронизированное регулирование режимов работы добывающих скважин посредствам, соответственно, повышения и снижения забойных давлений, позволяет повысить как коэффициент охвата пласта, так и коэффициент вытеснения нефти газом. При этом прорыв газа к забоям добывающих скважин минимален. Пластовое давление постепенно увеличивается с каждым циклом ввиду проникновения закачиваемого газа глубже в пласт.
гор
2
гор
нас
Согласно исследованиям, при увеличении давления закачки до значения менее чем 0,7·Р, снижается коэффициент охвата и экономическая эффективность закачки СО, а при более чем 0,9·Р возникает опасность газоразрыва пласта и, соответственно, прорыва газа к забоям добывающих скважин. Повышение забойного давления в добывающих скважинах со значения Р до значения текущего пластового давления позволяет осуществлять максимальную добычу, т.к. при меньшей амплитуде суммарный отбор нефти оказывается ниже, что уменьшает нефтеотдачу.
2
нач
нас
Аналогично, при уменьшении расхода СО до значения выше чем Р, амплитуда оказывается меньше, что снижает суммарный объем закачки газа. Снижение забойного давления в добывающих скважинах со значения текущего пластового давления до Р обеспечивает максимальную добычу нефти.
2
нач
нач
нач
Циклы закачки СО в нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Р, т.к., согласно расчетам, при пластовом давлении менее 0,9·Р, дебиты скважин значительно снижаются, что приводит к уменьшению нефтеотдачи, а при пластовом давлении более 1,1·Р повышаются риски прорыва закачанного и не успевшего раствориться в нефти газа.
2
После прекращения циклов закачки СО добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами, т.к. согласно расчетам, при меньшем давлении возникает риск выделения растворенных в нефти газов и снижение эффективности предлагаемого способа.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка коллектора.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов.
Пример конкретного выполнения способа.
нач
нас
гор
Участок плотного карбонатного нефтяного коллектора представлен одной вертикальной нагнетательной и четырьмя вертикальными добывающими скважинами. По данным исследований скважин проницаемость коллектора как по площади, так и по разрезу составляет от 0,001 мД до 2 мД, нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 20 м, пористость – 6%. Глубина залегания кровли коллектора – 1520 м, начальное пластовое давление составляет Р=16 МПа, давление насыщения нефти углеводородным газом Р=4 МПа, давление насыщения нефти углекислым газом – 3 МПа. Вертикальное горное давление вышележащих пород Р=36 МПа. Расстояние между скважинами – 300 м.
пл1
нач
Через два года после начала разработки пластовое давление снижается до Р=0,5·Р=0,5·16=8 МПа. В нагнетательную скважину спускают стеклопластиковые трубы, межтрубное пространство у кровли продуктивного пласта герметизируют пакером.
2
гор
нас
пл1
3
Через стеклопластиковые трубы начинают вести закачку СО в течении 10 суток с постепенным повышением расхода от нуля до значения 200 м/сут, при котором давление закачки составляет 0,9·Р=0,9·36=32,4 МПа. При этом в течение данных 10 суток в добывающих скважинах забойное давление повышают со значения Р=4 МПа до текущего пластового давления Р=8 МПа (фиг.1).
2
нач
пл1
нас
3
Затем в течение 10 суток расход СО уменьшают до значения 30 м/сут, при котором давление закачки соответствует Р=16 МПа. При этом в течение данных 10 суток в добывающих скважинах забойное давление снижают со значения текущего пластового давления Р=8 МПа до Р=4 МПа.
2
Циклы увеличения - уменьшения расхода СО и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют суммарно четыре раза – по 20 суток в каждом цикле. Текущее пластовое давление за это время восстанавливается следующим образом (фиг.1):
пл2
Р=10 МПа – после второго цикла,
пл3
Р=13 МПа – после третьего цикла,
пл4
нач
Р=0,9·Р=0,9·16=14,4 МПа – после четвертого цикла.
2
Далее закачку СОпрекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении 4 МПа (фиг.1).
пл1
нач
2
гор
нач
Через два года разработки пластовое давление участка вновь снижается до значения Р=0,8·Р=0,8·16=12,8 МПа. Процесс циклической закачки углекислого газа и регулирование режимов работы добывающих скважин повторяют. Причем в первом полуцикле закачку СО ведут с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет 0,7·Р=0,7·36=25,2 МПа. После пяти циклов текущее пластовое давление восстанавливается до 1,1·Р=1,1·16=17,6 МПа.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка коллектора.
В результате всего времени разработки было проведено пять периодов закачки углекислого газа с 4-6 циклами в каждом периоде. Время разработки ограничили достижением момента, когда доля газа в добываемой продукции добывающих скважин не снижалась менее чем 99%. При этом за время разработки всего было добыто 209,2 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,445 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 154,6 тыс.т нефти, КИН составил 0,329 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,116 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения плотных нефтяных коллекторов за счет применения в циклическом режиме совместно закачки углекислого газа и регулирования режимов работы добывающих скважин.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов.