Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов
RECOVERY METHOD FOR OIL-SOURCE CARBONATE RESERVOIRS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтематеринских карбонатных коллекторов, для которых закачка воды неэффективна.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. При этом определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым. Группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. При циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка (патент РФ №2303126, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.07.2007).
3
3
10.07.2009
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является 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.  - прототип).
Общим недостатком известных способов является низкая эффективность при разработке карбонатных нефтематеринских, слабопроницаемых, сланцевых и преимущественно гидрофобных коллекторов. Попытка закачать воду в такие породы, даже в циклическом режиме, приводит к их гидроразрыву, а не к нефтевытеснению. В результате нефтеотдача остается низкой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.
ж
ж
з
пл
ж
ж
з
пл
зак
зак
зак
горн
горн
зак
0
0
0
0
max
max
max
Задача решается тем, что в способе разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов, включающем бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин, закачку рабочего агента в скважины в циклическом режиме с простоями, согласно изобретению, выбирают нефтематеринский карбонатный коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, все скважины выполняют добывающими с горизонтальным окончанием, в горизонтальных стволах проводят многостадийный гидроразрыв пласта, после периода эксплуатации и достижении условия на одной из скважин q < 0,3·q при P < 0,3·Р, где q – текущий дебит жидкости скважины, q – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, P – текущее забойное давление, Р – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента, в качестве которого используют смесь кислоты с первоначальной концентрацией 15-24%, поверхностно-активных веществ – ПАВ с концентрацией 0,2-1,0% и воды с общей минерализацией не более 1,5 г/л – остальное, причем во время закачки концентрацию кислоты постепенно снижают до нуля, соотношение данных компонентов, типа ПАВ, кислоты и скорости снижения концентрации кислоты определяют исходя из лабораторных экспериментов по подбору состава, показавших наибольший коэффициент вытеснения нефти на кернах, закачку смеси в скважину ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q, где q – максимальный расход смеси при давлении закачки P= (0,5-1,0)·P, где P – вертикальное горное давление, при достижении q закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют, аналогичные операции проводят на всех скважинах нефтематеринского карбонатного коллектора.
Сущность изобретения
-6
2
-3
2
Под нефтематеринскими здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые карбонатные коллекторы с проницаемостью, варьирующуюся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10 мкм). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10 мкм). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.
На нефтеотдачу нефтематеринских карбонатных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основной проблемой является поддержание пластового давления. Ввиду достаточно низкой проницаемости коллектора закачка сточной воды значительно затруднена. При этом увеличение давления закачки приводит лишь к гидроразрыву. Разработка на естественном режиме характеризуется резким падением дебита жидкости и низкой конечной нефтеотдачей. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать нефтематеринские карбонатные коллекторы. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.
Способ реализуют следующим образом.
Участок нефтематеринского карбонатного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет менее 2 мД, разбуривают добывающими скважинами с горизонтальным окончанием. Во всех горизонтальных стволах проводят многостадийный гидроразрыв пласта. Скважины обустраивают, осваивают и пускают в добычу.
После периода эксплуатации и достижении условия на одной из скважин:
ж
ж
з
пл
0
0
q < 0,3·q при P < 0,3·Р, (1)
ж
3
где q – текущий дебит жидкости скважины, м/сут,
ж
0
3
q – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, м/сут,
з
P – текущее забойное давление, МПа,
пл
0
Р – начальное пластовое давление, МПа,
данную скважину переводят под закачку рабочего агента, в качестве которого используют смесь:
- кислоты с первоначальной концентрацией 15-24%,
- поверхностно-активных веществ – ПАВ с концентрацией 0,2-1,0%,
- воды с общей минерализацией не более 1,5 г/л – остальное.
Причем во время закачки концентрацию кислоты постепенно снижают до нуля. Соотношение данных компонентов типа ПАВ, кислоты и скорости снижения концентрации кислоты определяют исходя из лабораторных экспериментов по подбору состава, показавших наибольший коэффициент вытеснения нефти на кернах.
зак
зак
зак
горн
горн
max
max
Закачку смеси в скважину ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q, где q – максимальный расход смеси при давлении закачки P= (0,5-1,0)·P, где P – вертикальное горное давление. Под давлением закачки понимается давление на забое скважины при закачке рабочего агента. Под вертикальным горным давлением понимается давление вышележащих пород от дневной поверхности, а для морских месторождений к данному давлению еще следует прибавить давление толщи воды.
зак
max
При достижении q закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут. Затем скважину пускают в добычу.
Циклы закачки и отбора повторяют при выполнении условия (1) на данной скважине. Аналогичные операции проводят на всех скважинах участка нефтематеринского карбонатного коллектора.
Согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее коллекторы относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет вывести разработку нефтематеринских карбонатных коллекторов предлагаемым способомв разряд эффективных, с точки зрения экономики, технологий.
ж
ж
з
пл
з
пл
0
0
0
Остановка скважины при дебите жидкости более чем 30% от начального с последующим переводом под закачку рабочего агента, согласно расчетам, нецелесообразна, т.к. для большинства нефтематеринских карбонатных коллекторов при q > 0,3·q обеспечивается основная часть отбора нефти. При этом на дебит жидкости непосредственно влияет создаваемое забойное давление. Поэтому условие остановки скважины с дебитом жидкости при P < 0,3·Р определено, согласно исследованиям, как наиболее оптимальное, т.к. при P > 0,3·Р не используется весь потенциал энергетического состояния коллектора.
Использование смеси кислоты и ПАВ для поддержания пластового давления в нефтематеринских карбонатных коллекторах наиболее оправдано, т.к. кислота, растворяя карбонатную составляющую породы, создает так называемые «червоточины», по которым смесь проникает глубже в пласт. При этом, согласно исследованиям, вода с минерализацией менее 1,5 г/л и ПАВ с концентрацией 0,2-1,0% наиболее эффективно снижают контактный угол смачивания для большинства карбонатных коллекторов и, соответственно, повышают степень пропитки смеси в наиболее мелкие, первоначально гидрофобные трещины в участках с низкими коллекторскими свойствами, а также в поры с повышенными коллекторскими свойствами. Согласно исследованиям, кислота с концентрацией менее 15% практически не растворяет карбонатную составляющую пород, а применение кислоты с концентрацией более 24% экономически не оправдано и приводит к значительному повреждению оборудования. Постепенное снижение концентрации кислоты до нуля вызвано необходимостью перехода от стадии растворения породы к стадии повышения пластового давления и «отмыва» нефти из трещин и пор. Во избежание коррозии следует закачивать смесь через насосно-компрессорные трубы, устойчивые к коррозии.
зак
горн
Постепенное увеличение расхода смеси от 0 до максимального при давлении закачки P= (0,5-1,0)·P, согласно исследованиям, во-первых, позволяет избежать дополнительного гидроразрыва коллектора на начальном этапе закачки, во-вторых, связано со снижением концентрации кислоты и повышением гидродинамического сопротивления продвижению закачиваемой смеси, т.к. создается меньшее количество «червоточин». Остановка скважины на перераспределение давления в коллекторе менее чем на 10 сут, согласно расчетам, неэффективно, т.к. давление для большинства нефтематеринских карбонатных коллекторов не успевает перераспределиться, а более 100 сут – уже не приводит к изменению давления.
зак
горн
Значение максимального давления закачки P= (0,5-1,0)·P определено, согласно моделированию, как наиболее оптимальное. Закачка рабочего агента до этого значения давления позволяет практически полностью восстановить пластовое давление как минимум в зоне отбора.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтематеринского карбонатного коллектора.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.
Примеры конкретного выполнения способа
пл
0
Пример 1. Участок нефтематеринского карбонатного коллектора, представленного доманиковыми отложениями Бавлинского месторождения, средняя абсолютная проницаемость которого варьируется в пределах 0,001-5 мД и составляет в среднем 2 мД, размеры залежи 1500х1000 м, средняя толщина 45 м, разбуривают десятью горизонтальными добывающими скважинами с длиной горизонтальных участков по 400-500 м. Бурение проводят с отбором керна с продуктивного пласта во всех скважинах. Во всех горизонтальных стволах проводят многостадийный гидроразрыв пласта с 5-7 стадиями. Начальное пластовое давление составляет Р= 15 МПа. Горизонтальные стволы скважин разделяют пакерами. Скважины обустраивают, в качестве насосно-компрессорных труб используют стеклопластиковые трубы (фирмы ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб»). После освоения, скважины пускают в добычу.
9
9
Предварительно на отобранных кернах проводят лабораторные эксперименты по закачке состава и его по подбору исходя из наибольших коэффициентов вытеснения нефти. Было определено, что наиболее оптимальной для растворения карбонатной составляющей коллектора является соляная кислота HCl, а в качестве ПАВ – неонол   АФ-12. Соотношение компонентов состава для закачки: HCl – 24,0%, АФ-12 – 1,0%, вода с общей минерализацией 1,5 г/л – 75,0%.
ж
ж
ж
з
пл
зак
зак
горн
0
0
0
max
3
Через год эксплуатации в одной из скважин с начальным дебитом жидкости q = 60 т/сут, дебит жидкости снизился до q = 0,3·q = 0,3·60 = 18,0 т/сут при P = 0,3·Р= 0,3·15 = 4,5 МПа. Данную скважину переводят под закачку указанного выше состава. Закачку ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q = 820 м/сут, где максимальный расход состава был зафиксирован при давлении закачки P= 1,0·P = 35 МПа. Закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 100 сут. Затем скважину пускают в добычу.
Циклы закачки и отбора повторяют при выполнении условия (1). Аналогичные операции проводят на всех скважинах карбонатного коллектора.
зак
горн
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Бурят многозабойные горизонтальные скважины, каждый ствол отделяют пакерами. Значение максимального давления закачки P= 0,5·P = 0,5·35 = 17,5 МПа. После закачки скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10 сут.
9
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Из существующих вертикальных скважин, отобравших запасы из нижележащего кыновско-пашийского горизонта, забуривают боковые горизонтальные стволы. Соотношение компонентов состава для закачки: HCl – 15,0%, АФ-12 – 0,2%, вода с общей минерализацией 1,5 г/л – 84,8%.
В результате разработки участка нефтематеринского карбонатного коллектора, которое ограничили снижением дебитов нефти по каждой скважине менее экономически рентабельного значения 0,5 т/сут при невозможности его дальнейшего увеличения закачкой вышеуказанного состава, было добыто 1014,6 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,267 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 573,8 тыс.т нефти, КИН составил 0,151 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,116 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения нефтематеринских карбонатных коллекторов за счет поддержания пластового давления.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.