Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта
METHOD FOR INTENSIFYING OIL PRODUCTION FROM A DENSE AND LOW-PERMEABLE RESERVOIR

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) плотного и слабопроницаемого пласта (в том числе пласта с битуминозной нефтью) в межскважинном пространстве при помощи стимулирующих компонентов и гидроразрыва пласта (ГРП).
3
3
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2276256, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.2006 Бюл. № 13), включающий закачку через нагнетательные скважины ацетатного буфера, 50%-ного раствора перекиси водорода, раствора катализатора - марганца, разложение перекиси водорода в пласте с выделением тепла с последующей закачкой воды и подъем нефти по эксплуатационным скважинам, причем используют в качестве ацетатного буфера 5%-ный раствор уксусной кислоты и ее натриевой соли - СНСООН+СНCOONa, раствор указанного катализатора 5%-ный, осуществляют закачку указанного буфера в объеме 0,1 порового объема до закачки указанного раствора перекиси водорода в объеме 0,2 порового объема и после него - в объеме, равном двум объемам насосно-компрессорных труб, затем закачку указанного раствора катализатора в объеме 0,013 порового объема.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности закачки только в пласты с высокой проницаемостью (достаточной для закачки вязкого полимера) и невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) из призабойной и межскважинной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).
Наиболее близким по технической сущности является способ добычи высоковязкой нефти из карбонатных коллекторов (патент RU № 2349743, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.03.2009 Бюл. № 8), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с поверхности по определенной сетке, монтаж в них насосно-компрессорных труб, нагнетание вытесняющего агента и отбор нефти по добывающим скважинам, причем перед нагнетанием вытесняющего агента в карбонатный коллектор закачивают насыщенный водный раствор нашатыря в объеме 0,08 порового объема, затем буферную жидкость - 5%-ный раствор хлорида натрия в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, после чего подают 35-40%-ный водный раствор формалина в объеме 0,07 порового объема, после него нагнетают раствор катализатора - гидроксида натрия или гидроксида калия в размере 7% от объема предварительно поданной жидкости, который продавливают в коллектор с помощью ацетатного буфера в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем подают 30%-ную перекись водорода в объеме 0,1 порового объема, ацетатный буфер в объеме, равном 2-3 м по высоте насосно-компрессорных труб, затем 5%-ный раствор марганца в качестве катализатора перекиси водорода, нагнетаемый в пласт вытесняющим агентом, подаваемым в объеме, равном одному объему насосно-компрессорных труб, выдерживают и возобновляют нагнетание вытесняющего агента с одновременным отбором нефти по добывающим скважинам.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности расширить область воздействия на призабойную зону пласта, только до того места куда возможно продавить композиции, невозможность вывода тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) из призабойной и межскважинной зоны пласта из-за относительно низкой температуры (не выше температуры пласта) и сложность реализации из-за необходимости контроля соотношения компонентов, то есть значительно повышается вероятность неуспеха реализации способа из-за «человеческого фактора» (ошибки).
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, позволяющего расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечение вывода из призабоной зоны пласта тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.)  за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 60º для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет малого количества ингредиентов и более широкого допустимого интервала парциального смешения, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».
Техническая задача решается способом интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, включающим строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин, через выбранную скважину для увеличения фильтрационно-емкостных свойств призабойной и межскважинной зон осуществляют закачку жидкости с натрийсодержащими элементами в пласт с выделением продуктов химической реакции.
Новым является то, что производят гидроразрыв пласта с получением трещин, в которые закачивают расклинивающий агент, а жидкость с натрийсодержащими элементами используют в качестве жидкости разрыва в виде суспензии, состоящей из жидкой химически нейтральной основы без содержания воды и 0,5 - 10 % металлического натрия, измельчённого до нанодисперсного состояния, при этом основным продуктом реакции натрия с последующей закаченной или пластовой водой является водород, образующийся при реакции с выделением теплоты для прогрева призабойной зоны пласта как минимум до 60°.
Новым является также то, что после закачки жидкости разрыва в скважину спускают насос на колонне труб, снаружи которых закачивают воду, а продукты после реакции водорода с продукцией пласта насосом периодически отбирают на поверхность.
Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта включает строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме (сетке скважин) в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Сетку скважин (схему расположения скважин), методы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбора продукции из добывающих скважин определяют специалисты-технологи, исходя из свойств пласта, которые определяют благодаря геофизическим исследованиям и анализом работы скважин. Авторы на это не претендуют.
При работе плотном и слабопроницаемом пласте (например, в доманикаковых отложениях, при добыче битуминозной нефти и/или т.п.) очень сложно проводить работы по нагнетанию вытесняющего агента (воды, горячей воды, воды с реагентами, пара и/или. т.п.) из-за низкой проницаемости продуктивного пласта. Выбирают скважину для проведения технологических операций. Обычно выбирают скважину, в призабоной зоне пласта которой проницаемость в 1,5 и более раз меньше от средней по пласту. Для улучшения (увеличения) ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта выбранной скважины предлагается проведение ряда технологических операций при помощи ГРП с получением трещин, в которые закачивают расклинивающий агент (проппант, кварцевый песок и/или т.п.), а жидкость с натрийсодержащими элементами используют в качестве жидкости разрыва в виде суспензии, состоящей из жидкой химически нейтральной основы без содержания воды и 0,5 – 10 % металлического натрия, измельчённого до нанодисперсного состояния. Расклинивающий агент позволяет удерживать полученные при ГРП трещины в открытом состоянии, исключая их «схлопывание» после снятия давления и увеличивая проницаемость пласта в районе этих трещин.
Причем металлический натрий для закачки в пласт дробят до нанодисперсного состояния на специальных установках (такие технологии существуют и авторы на них не претендуют), в нейтральной среде (например, глицерин, трансформаторное масло и др.) и упаковывается в весовые герметичные пакеты для доставки в район выбранной скважины для проведения предлагаемых технологических операций.
Перед закачкой жидкости разрыва в жидкую химически нейтральную основу без содержания воды (например, глицерин, трансформаторное масло, легкие фракции нефти и/или т.п.) добавляют из весовых пакетов 0,5 – 10 % раздробленного металлического натрия, перемешивая в смесителях (например, патенты RU №№ 2535863, 2414283, 2158627, 2578689 или. т.п.) до состояния равномерной эмульсии. Из практики натурных испытаний менее 0,5 % натрия в жидкости разрыва использовать не рекомендуется, так как резко снижается эффективность воздействия на ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта и невозможно достигнуть 60ºС в призабоной зоне пласта, а выше 10 % - значительно увеличивает материальные затраты (несмотря на то, что сам натрий является распространённым и недорогим химическим элементом), а эффективность растет незначительно, так как температурный максимум ограничен температурой кипения пластовой воды (например, 144 ºС при пластовом давлении 0,4 МПа). Большой разброс параметров (0,5 – 10 % % натрия в жидкости) позволяет легко добиться такого соотношения, даже не смотря на «человеческий фактор»: предполагается добиться соотношения 5 – 6 % натрия в жидкости разрыва, при небольших ошибках в развесовке во время смешивания параметры все равно остаются в допустимых пределах.
При этом натрий взаимодействует с водой, находящейся в пласте, а при недостатке ее (определяется анализом кернов из этого пласта) с закаченной после закачки жидкости разрыва. В результате происходит химическая реакция:
2
2
2Na + 2HO → 2NaOH + H↑ + 168 кДж [1]
Активный водород, имея очень маленькие размеры, легко проникает в поры коллектора пласта, а повышение температуры до 60 ºС и более, выделяемой при этой химической реакции, увеличивает объем газа в порах и делает более текучими все нефтяные фракции (особенно тяжелые). При этом при температуре 60 ºС и более начинается преобразовываться керогена в жидкую фазу (60 ºС – начальная температура нефтяного «окна»), вязкость парафинов и асфальтенов резко снижается (при 60 ºС: 35 – 45 мПа⋅с и 48 – 55 мПа⋅с соответственно). При этом ионы NaOH снижают межфазное натяжение за счет активации ароматических соединений, что способствует их гидрированию. Для парафинов и асфальтенов (тяжелых фракций нефти) это процесс может идти по сульфидным мостикам, что приведет к снижению их молекулярной массы:
В результате поры освобождаются от тяжелых фракций нефти, а трещины с расклинивающим агентом увеличивают проницаемость, увеличивая ФЕС призабойной и межскважинной зон пласта.
Для ускорения очистки призабойной и межскважинной зон пласта от тяжелых фракций после закачки жидкости разрыва в скважину спускают насос на колонне труб, снаружи которых закачивают воду в пласт, а продукты после реакции водорода с продукцией пласта насосом периодически отбирают на поверхность до получения температуры 60 ºС и более. Это позволяет ускорить процесс реакции натрия и воды и прогрева в призабойной и межскважинной зон пласта с 5 – 7 дней до 1 – 2 дней, то есть практически более чем в 3 раза. При этом ФЕС (судя по проницаемости) призабойной и межскважинной зон пласта увеличивается практически в 3 – 5 раз. После чего скважину опять запускают в работу в качестве нагнетательной или добывающей.
Предполагаемый способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта позволяет расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечить вывод из призабоной зоны пласта тяжелых фракций нефти (например, битум, кероген и т.п.) за счет вытеснения водородом и прогрева межскважинной и призабойной зон до температуры как минимум до 60º для увеличения их текучести, уменьшения вязкости пластовых углеводородов, а также упростить применение за счет малого количества ингредиентов и более широкого допустимого интервала парциального смешения, что значительно уменьшает влияние «человеческого фактора».