Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород
METHOD FOR INTENSIFICATION OF HYDROCARBON INFLOWS FROM CLAY-CONTAINING COMPLEX OIL-PRODUCING ROCKS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке сложнопостроенных нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором, для низкодебитных скважин.
Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий регулирование проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое осадкообразование, которое осуществляют вначале от приконтурных и водоплавающих зон пласта и продолжают охватывая последовательно зоны с более высокими абсолютными отметками кровли пласта (Патент РФ №2291958, опубл. 20.01.2007 г.).
Недостатком данного способа является сложность регулирования процесса осадкообразования в пласте и снижение приемистости нагнетательных скважин, приводящее к росту репрессии на пласт.
Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт состава, содержащего малоглинистый раствор с добавкой сульфата магния (Патент №2425967, опубл. 10.08.2011 г.), за счет чего достигается регулирование проницаемости нефтяной залежи, в том числе с глиносодержащим коллектором.
Недостатком этого способа является одновременное снижение проницаемости в высоко- и низкопроницаемых частях пласта, что приведет к снижению коэффициента извлечения нефти.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ разработки нефтяной залежи с применением внутриконтурного заводнения пластовой водой или водой, имеющей минерализацию равную пластовой (Сургачев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов - М.: Недра, 1985, с. 308). Данный способ имеет широкое распространение на залежах с содержащим коллекторами, поскольку закачка в пласт минерализованной воды не приводит к изменениям в пористой структуре матрицы породы и не снижает проницаемость продуктивного пласта.
Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за фильтрационных потоков закачиваемой воды при разработке неоднородных по разрезу залежей, в связи с чем в высокопроницаемых частях пласта образуются промытые зоны, по которым фильтруется закачиваемая вода, а менее проницаемые области остаются не охваченными воздействием. При этом значительная часть запасов углеводородов остается неизвлеченной.
Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи в низкодебитных скважинах за счет образования дополнительной системы трещин в низкопроницаемых коллекторах и соединение ствола нагнетательных скважин с проницаемыми линзами пород, а также сокращение экономических затрат и обеспечение экологической безопасности.
Поставленный технический результат достигается тем, что в способе интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных коллекторов нефтематеринских пород включающем закачку пресной воды в нагнетательные скважины, закачку пресной воды осуществляют в открытый интервал вскрытой породы или в перфорированный интервал обсаженной скважины в объеме соответствующем объему пустотного пространства, выдерживают скважину до растворения солей, находящихся в породе и образования дополнительной пустотности при наступлением теплового равновесия между жидкостью в скважине и пластовой системой, при этом до и после закачки пресной воды и испытания пласта, проводят гидродинамические и геофизические исследования, по результатам которых определяют профили приемистости и отдачи.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна".
Заявляемое изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень", так как явно не вытекает из известного уровня техники.
Предлагаемый способ характеризуется чертежами, где:
на фиг. 1 представлено выделение принимающих воду интервалов в скв. №558 Салымского месторождения по термометрии;
на фиг. 2 представлены показатели работы скв. №558 Салымского месторождения.
Были проведены исследования керна пород с высоким содержанием органического вещества из коллекторов трещинно-порово-кавернозного типа. При длительном воздействии пресной воды образцы керна данных пород максимально удлинились до 1,3-1,5 метра. Керн "разбух" и в нем четко просматривались горизонтальные трещины с выделением солей белого и желтого цвета. Подобная картина, выделяется и на многих других площадях.
Во время хранения керна на его поверхности выделяются соли и образуются трещины в основном горизонтальные. В породах коллекторах с высоким содержанием органического вещества практически нет свободной воды, а количество остаточной в среднем составляет 10 процентов. В центральной лаборатории были выполнены водные вытяжки из глиносодержащих пород баженовской свиты Салымского месторождения. Получены ураганные значения минерализации солей хлора и серы до 400-500 и более мг/л. Проведенные исследования коллекций керна по воздействию пресной воды при давлении 5-10 МПа показали увеличение пустотности и проницаемости особенно пород с высоким содержанием органического вещества (керогена), вплоть до полного их разрушения на отдельные чешуйки.
Таким образом, проведенные исследования указали на возможность образования дополнительной трещинной емкости в гидрофобных глинистых породах при воздействии на них водой при давлении значительно ниже горного напряжения, что объясняется высвобождением энергии неоднородного напряжения пород (дилатантные свойства).
Выполненные исследования свидетельствуют об эффективности проведения дополнительных промысловых экспериментов по закачке воды в глиносодержащие породы с высоким содержанием органического вещества.
Основными решаемыми задачами закачки воды при высоком давлении являются:
- интенсификация притока;
- создания широкой в радиусе до нескольких километров флюидодинамической связи в пласте;
- расформирование образовавшихся в трещинной системе пласта как техногенных, так и естественных фильтрационных барьеров.
Так, при пластовой температуре более 90° и давления 40 МПа флюиды в тонком поровом пространстве матрицы раскрытостью десятки и первые сотни ангстрем обладают критическими свойствами, способными содержать и остатки поровой воды. При выходе флюида из порового пространства в трещины вода и части углеводородного газа переходят в свободное состояние с образованием в трещинной системе нефте - газоводяных вязких эмульсий, препятствующих фильтрации нефти и при определенном снижении перепада давления полностью блокирует ее продвижение по трещинам.
3
Способ осуществляют следующим образом. Бурят скважину с забоем несколько метров ниже подошвы исследуемого пласта. Скважину обсаживают до кровли пласта, оставляя открытым изучаемый (подвергающийся воздействию) интервал вскрытых пород. При предрасположенности пород к обрушению ствол по обычной технологии обсаживается эксплуатационной колонной, цементируется и вскрывается перфорацией глубоко проникающими зарядами. В открытый или в перфорированный интервал закачивают пресную воду в объеме 2-30 тыс.м, например из вышезалегающих водонасыщенных коллекторов или из наземных водоемов цементирующим агрегатом или специальными насосами, применяемыми при гидроразрыве пласта. При этом в перфорированный интервал закачка воды ведется при более высоком давлении нагнетания. Объем закачиваемой жидкости определяется исходя из пустотности пород - коллекторов, толщины и радиуса дренирования.
В открытом стволе проводят полый комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) до и после воздействия, включая расходометрию, дебитометрию, высокочувсивительную термометрию (ВЧТ), гамма каротаж (ГК), нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ), боковой каротаж (БК). Скважину выдерживают несколько суток (20-30 часов) до наступления теплового равновесия между жидкостью в скважине и пластовой системой. Проводят испытания и гидродинамические исследования. Каждый раз в процессе испытания проводят дебитометрию, ВЧТ, ГК, НКТ и БК, определяют профили приемистости и отдачи, готовят заключение и в дальнейшем переводят скважину в эксплуатацию, проводя наблюдательные промысловые исследования (дебит, продуктивность, давления, температура) и ГИС.
3
3
Целенаправленные работы по испытанию воздействия пресной воды на глиносодержащие породы были проведены на Салымском месторождении в пределах опытно - промышленного участка отложений баженовской свиты. С началом эксперимента в скважине 558 была осуществлена пробная закачка сеноманской воды. Было закачано 2,3 тыс.м воды и проведен комплекс ГИС с целью выявления интервала приемистости (фиг. 1). В процессе закачки воды давление на устье составляло 23-30 МПа, а приемистость - около 370 м/сут.
Перед началом закачки воды пластовое давление в скважине 558 в трещинной системе составляло 13,6 МПа и скважина работала в режиме накопления с дебитом менее 0,5 т/сут. При начальной (до воздействия) эксплуатации скважина проявляла себя как типичная малодебитная, для которой прогнозная величина суммарного отбора нефти за весь период эксплуатации на естественном режиме оценивалась в 3-5 тыс. тонн. При повторном освоении (после закачки воды) скважины под добычу нефти ее дебит в среднем составил 115 т/сут. При этом в течение года было отобрано более 42 тыс. тонн нефти.
Причиной увеличения дебита скважины явилось образование широкой сети трещин в низкопроницаемых интервалах глиносодержащих пород баженовской свиты и соединения ствола скважины с проницаемыми линзами пород, представленных трещинными или трещинно - кавернозными коллекторами. Существенную роль при этом оказало растворение пресной водой солей входящих в породу (флюиды в ней). Однако такое соединение могло произойти только с высокопроницаемыми интервалами свиты, содержащими не основной объем добываемой скважиной нефти, так как при этом произошло бы заметное повышение пластового давления. Первоначальное пластовое давление на участке скважины 558 составляло около 45 МПа и в случае соединения ствола скважины с высокопроницаемой изолированной линзой заметно повышается пластовое давление.
3
3
После промывки и углубления забоя была начата повторная закачка воды. Приемистость скважины составила 570-600 м/сут. при давлении на устье 15,3-15,8 МПа. Во втором цикле было закачано 20,5 тыс.м/воды.
По результатам промысловых исследований в окружающих скважинах 550, 556, 557 наблюдалось повышение дебитов в 2-3 раза, появление воды и повышение до 16,5 МПа пластового давления в скважине 558. Причем скважина 557 обводнилась через 15 суток после закачки. Указанные окружающие скважины до закачки воды не имели гидродинамической связи со скважиной 558. Пластовое давление в скважине 550 на дату закачки составляло 22,6 МПа, в скважине 556-32,6 МПа, а в скважине 557-34,0 МПа.
3
После освоения скважина 558 сначала фонтанировала нефтью с водой, а затем перешла на устойчивое фонтанирование чистой нефтью с невысоким содержанием воды. Дебит скважины за первые четыре месяца составлял в среднем 177 т/сут. Накопленный отбор нефти до прекращения фонтанирования превысил 127 тыс. тонн, а накопленный отбор воды оценивался в пределах 15-16 тыс.м. Показатели работы скважины приведены на фиг. 2.
Таким образом, появление воды в окружающих скважинах при отсутствии до начала закачки воды гидродинамической связи между ними и скважиной 558 и наличие значительных различий в пластовых давлениях можно объяснить только образованием дополнительной системы трещин. Дополнительно образовавшаяся система трещин привела к возобновлению работы скважин и резкому расширению зоны дренирования пласта.
2
4
Пробная закачка воды была использована в скважинах 105 и 106 Салымского месторождения. Суть промыслового эксперимента заключалась в создании широкой системы трещин в низкопроницаемых и непроницаемых интервалах баженовской свиты, а также в вытеснении остаточной нефти из высокопроницаемого трещинно - кавернозного пропластка Р.
3
3
В скважину 106, характеризующуюся отсутствием высокопроницаемых коллекторов, было закачано 1,4 тыс.м сеноманской воды при давлении на устье 20-22 МПа. При этом приемистость скважины составила 200-400 м/сут.
Этим экспериментом еще раз была доказана возможность поглощения воды в низкопроницаемом интервале глиносодержащих пород.
3
3
2
4
В скважину 105, характеризующуюся наличием высоко проницаемого прослоя в подошве баженовской свиты, на время окончания эксперимента было закачано около 200 тыс.м сеноманской воды с приемистостью 200-350 м/сут. Принимающим воду интервалом, в основном, являлся высокопроницаемый пропласток Р мощностью до 2 м.
С началом эксперимента в скважинах северной части опытно-промышленного участка регулярно проводилось наблюдение за пластовым давлением. Пластовое давление в высокодебитных скважинах, работающих в основном за счет высокопроницаемого интервала, имеет тенденцию к росту после начала закачки воды в скважину 105. Пластовое давление в высокодебитных скважинах относительно начала эксперимента в среднем повысилось на 8 МПа. В низкодебитных скважинах заметных изменений пластового давления после закачки воды не произошло.
Способ может быть применим на различных стадиях освоения и разработки залежей нефтематеринских пород:
- на стадии предваряющей разбуривание, созданием широкой флюидодинамической связи в пласте;
- на стадии освоения скважин - интенсификации их притока и расширения зоны дренирования пласта;
- на стадии интенсивного снижения пластового давления в трещинной системе с образованием в них естественных фильтрационных блокад;
- на заключительной стадии разработки - вытеснения водой остаточной нефти и газа из трещинной системы в зоне дренирования пласта скважинами.
Таким образом, показана эффективность способа закачки пресной воды с целью интенсификации притоков углеводородов из коллекторов нефтематеринских пород. Поставленная цель достигается со значительным сокращением экономических затрат, экологически безопасна и эффективна с позиций промысловой геологии.