Способ обработки нефтяного пласта
METHOD OF PROCESSING OF OIL RESERVOIR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации нефтедобычи и повышения нефтеотдачи.
Известны способы обработки нефтяного пласта, включающие обработку пласта газообразующими агентами (RU 2337125 C1, RU 2272897 C1, RU 2373385 C1, RU 2260687 C1, RU 2178067 С1 и др.). Обработка пласта различными газообразующими агентами (так называемая реогазохимическая технология) традиционно применяется для восстановления фильтрационных характеристик длительно эксплуатируемых скважин, для доизвлечения остаточных запасов нефти.
Однако указанные известные способы обладают низкой эффективностью, прежде всего, в низкопроницаемых коллекторах.
3
3
Известен способ обработки нефтяного пласта путем глинокислотной обработки (RU 2425971 С1). Глинокислота - смесь соляной (10-15% мас.) и фтористоводородной (2-5% мас.) кислот, обычно применяется как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала. Согласно известному способу для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более. Объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не должен превышать 500 тыс.м. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну. При закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м на 1 м перфорированной мощности пласта.
3
При объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.
Недостатком известного способа является его невысокая эффективность, обусловленная тем, что обработке подвергается только ближняя прискважинная зона пласта. При вскрытии пласта, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая кислотная обработка всего интервала положительно сказывается только на наиболее проницаемом прослое, а другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными.
Кроме того, известен способ обработки нефтяного пласта, включающий стадию вибросейсмического воздействия на пласт с помощью генератора упругих волн (RU 2291956 С2). Вибросейсмическое воздействие на пласт осуществляют колебаниями, создаваемыми наземными источниками, представляющими собой группу из двух и более генераторов упругих волн, в две стадии. На первой стадии обеспечивают работу генераторов синхронно с частотой, равной доминантной, на второй стадии группу генераторов делят на две равные или близкие по количеству генераторов части, каждую часть настраивают на определенную частоту исходя из условия, что средняя частота генераторов всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта, а разницу между частотами каждой части генераторов определяют в соответствии с линейным размером обрабатываемого геологического тела из экспериментально найденного условия, при этом расстояние воздействия сейсмическими колебаниями в продуктивной толще увеличивают уменьшением частоты биения этих колебаний. В результате этого способа обработки обеспечивается комплексное воздействие на залежь нефти, следствием которого являются появление в пласте упругих и неупругих деформаций выбранных отдельностей породы.
Однако на практике снижение сил трения невозможно осуществить без направленного изменения характера взаимодействия между породой-коллектором и флюидом. В связи с этим известный способ имеет низкую эффективность.
2
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является известный способ обработки нефтяного пласта, включающий многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента и последующего продавливания его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие (RU 2519093 С1 - прототип). Согласно способу-прототипу на первой стадии в качестве газообразующего агента используют агент, обеспечивающий выделение в пласте СО, а после вибросейсмического воздействия проводят глинокислотную обработку.
В результате обработки пласта согласно способу-прототипу обеспечивается создание в пласте вокруг скважины зоны, характеризующейся сверхтекучестью пластового флюида. Однако способ-прототип имеет недостаточно высокую эффективность в связи с тем, в результате проведенных экспериментов было установлено, что после стадии многоцикловой обработки пласта газообразующим агентом к началу стадии вибросейсмического воздействия в пласте не успевают выравняться термодинамические потенциалы, что снижает эффект от последующего вибросейсмического воздействия.
Технической задачей является создание способа обработки нефтяного пласта, лишенного указанного недостатка.
Технический результат предлагаемого способа состоит в повышении эффективности обработки.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе обработки нефтяного пласта, включающем многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента и последующего продавливания его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие, между многоцикловой обработкой пласта газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием осуществляют выдержку в течение 5-40 суток.
Осуществление предлагаемого способа, который может быть использован для обработки любых низкопроницаемых пластов и эффективность которого не зависит от условий залегания пласта и кривизны ствола скважины, состоит в следующем.
Для проведения обработки определяют блок залежи (часть пластовой залежи, которая выделена структурно по геологическим характеристикам; в рамках данного способа - система возмущающих и потенциально реагирующих скважин) и выбирают скважину, через которую будет осуществлено воздействие. Возмущающая скважина может быть выбрана как из нагнетательных, так и из добывающих. Однако, поскольку в большинстве случаев результат достигается обработкой нагнетательных скважин без остановки добывающих и прекращения добычи нефти, предпочтительно возмущающую скважину выбирать из нагнетательных.
2
2
2
Для подготовки к вибросейсмическому воздействию через выбранную возмущающую скважину осуществляют закачивание в пласт водного раствора газообразующего агента и продавливание образовавшегося газа в глубину пласта потоком воды. В качестве газообразующего агента могут быть использованы любые промышленно выпускаемые газообразующие агенты - агенты для реогазохимического воздействия на пласт, например, на основе солей аммония и щелочных металлов, в том числе дешевые газообразующие агенты, состоящие из бикарбоната аммония и смеси сульфата аммония и нитрита натрия, или более дорогие газообразующие агенты, генерирующие NO - более эффективные при обработке карбонатных пластов. Благодаря использованию в предлагаемом способе дополнительной стадии выдержки между многоцикловой обработкой газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием эффективность обработки пласта не зависит от выбора газообразующего агента и достигается, в том числе, в случае использования таких дешевых реагентов, которые генерируют в пласте СО или его смеси с NO в любых соотношениях.
3
-4
-2
Закачивание раствора газообразующего агента и последующее продавливание образующихся газов в глубину пласта потоком воды осуществляется по технологии, описанной в RU 2519093 С1, циклами, количество которых зависит от фильтрационных характеристик обрабатываемого пласта и должно быть достаточным для продвижения фронта обработки на глубину не менее 100 м. Преимущественно количество циклов составляет от 2 до 6. Каждый цикл обработки по предлагаемому способу так же, как и по способу-прототипу, включает закачивание водного раствора газообразующего агента в количестве, определяемом фильтрационными характеристиками обрабатываемого пласта (предпочтительно, 10-20 м), и последующее непрерывное продавливание потоком воды из системы поддержания пластового давления. Продавливание потоком воды осуществляют до снижения расчетной концентрации образованного газа в водном растворе, предпочтительно, до 10-10 мас. %. При заданной технологически обусловленной концентрации исходного раствора газообразующего агента разбавление водного раствора образовавшихся в пласте газов позволяет достичь «размазывания» выделившихся газов, проникновения их в пласт на необходимую глубину, что обеспечивает направленное изменение адсорбционной обстановки в пласте.
-13
-19
2
-5
После завершения первой стадии согласно предлагаемому изобретению осуществляют выдержку в течение 5-40 суток. Как показали эксперименты по изучению времени установления термодинамического равновесия в системе «порода - насыщающий флюид», объемная диффузия дефектов кристаллов в твердых телах к поверхности протекает со скоростями порядка 10÷10 м/с. Это соответствует нижней границе времени выдержки рабочего агента в пласте перед воздействием около 10 суток. Повышение температуры пласта, что в условиях недр может быть связано либо с ростом глубины залегания коллектора, либо с величиной геотермического градиента, способствует росту коэффициента диффузии дефектов, в связи с чем время выдержки может быть сокращено до 5 суток. Верхняя граница продолжительности выдержки определяется снижением концентрации газообразующего агента в пласте по мере разбавления его закачиваемым из системы поддержания давления потоком воды. Согласно проведенным экспериментам, пороговое значение концентрации газа в пласте, ниже которого эффект сверхтекучести после последующего вибросейсмического воздействия уже не наблюдается, составляет 10 мас.%. Таким образом, в каждом конкретном случае в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора количество закачиваемой в него воды определяет максимальное время выдержки, для наиболее распространенных нефтяных пластов это значение не превышает 40 суток. Выдержка более установленного максимального срока становится экономически нецелесообразной.
После выдержки в течение необходимого времени через возмущающую скважину осуществляют вибросейсмическое воздействие по любой известной технологии (RU 2519093 C1, RU 2277633 С1; Бурьян Ю.А. и Сорокин В.Н. Вибросейсмическое воздействие на нефтегазовые пласты - технология XXI века, Ж. «Национальные приоритеты России», 2009, 1; RU 2272896 С1 и др.) на блок залежи, подготовленный путем многоцикловой обработки пласта газообразующим агентом и выдержанный в течение 5-40 суток. Вибросейсмическое воздействие осуществляют помощью любых пригодных генераторов, как устанавливаемых на устье скважины, так и спускаемых в скважину на кабеле или на трубах. Однако поскольку для осуществления вибросейсмического воздействия необходимо, чтобы избыточное давление относительно устьевого давления скважины составляло 50-70 атм, при использовании генераторов с рабочим давлением 150 атм можно вести обработку скважин с устьевым давлением около 70-100 атм, а скважин с более высоким устьевым давлением - только после предварительной разрядки, т.е. после предварительного снижения устьевого давления. Использование более дорогих генераторов с рабочим давлением 250 атм позволяет обрабатывать скважины с высоким устьевым давлением (180-200 атм) без предварительной разрядки, что упрощает процесс обработки в целом и сокращает его длительность, а также расширяет диапазон скважин, которые можно обрабатывать без предварительной разрядки.
Частота, с которой осуществляют вибросейсмическое воздействие, предпочтительно, составляет от 0,1 до 100 Гц. Время, в течение которого осуществляют вибросейсмическое воздействие, зависит от состояния обрабатываемого пласта и составляет от 5 до 10 минут. В результате вибросейсмического воздействия в межскважинном пространстве наблюдается явление сверхтекучести флюида.
После стадии вибросейсмического воздействия может быть дополнительно осуществлена кислотная обработка пласта в возмущающей скважине или локальный гидроразрыв пласта. Такая обработка целесообразна в случае обнаружения снижения подвижности флюида в прискважинной зоне пласта возмущающей скважины в результате проведенного вибросейсмического воздействия. Кислотную обработку осуществляют в путем закачивания кислоты (предпочтительно, соляной кислоты или смесей на основе соляной и фтористоводородной кислот) до восстановления подвижности флюида в прискважинной зоне пласта возмущающей скважины по любой известной технологии (см., например, Ибрагимов Л.Х. и др. Интенсификация добычи. М: Наука, 2000, с. 55-57). Локальный гидроразрыв пласта используют, предпочтительно, в случае терригенных и хрупких карбонатных пород и осуществляют по любой известной технологии (например, Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. с. 479-508).
При этом технический результат предлагаемого способа достигается и без проведения вышеуказанных дополнительных обработок, поскольку выдержка после многоцикловой обработки пласта газообразующим агентом в течение 5-40 суток обеспечивает выравнивание в пласте термодинамических потенциалов, что повышает эффективность последующей вибросейсмической обработки и, в конечном итоге, всего процесса обработки пласта в целом.
Испытания предлагаемого способа проведены на месторождениях Западной Сибири по описанной выше технологии. Конкретные условия осуществления экспериментов приведены в таблице. При этом в примере 1 и в примере по прототипу в качестве газообразующего агента использован 12,5%-й водный раствор смеси сульфата аммония с нитритом натрия в массовом соотношении 1:1, в примере 2-10,0%-й водный раствор нитрита натрия, в примере 3-15,0%-й водный раствор бикарбоната аммония.
В результате проведенных испытаний установлено, что за счет выдержки между многоцикловой обработкой пласта газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием удается существенно повысить эффективность обработки пласта, а именно: в экспериментах по предлагаемому способу (примеры 1-3) средний прирост дебита нефти составил 9-10 т/сут. при сохранении увеличения приемистости в течение 19-20 месяцев, в экспериментах, проведенных в тех же условиях, но без стадии выдержки между многоцикловой обработкой пласта газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием, средний прирост дебита нефти составил 7-8 т/сут. при сохранении увеличения приемистости в течение 16-17 месяцев.