Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты)
DEVELOPMENT METHOD OF CARBONATE OIL FORMATION (OPTIONS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта (пат. RU №2395682, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.07.2010 г., Бюл. №21), включающий закачку в пласт кислотной системы, технологическую выдержку скважины, введение скважины в эксплуатацию, при этом производят очистку скважины и коллектора призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений промывкой взаимным растворителем или смесью его и сложного эфира уксусной кислоты, после закачки кислотной системы осуществляют продавку их в пласт.
Недостатком способа является неэффективное воздействие на низкопроницаемые нефтяные зоны пласта вследствие проникновения кислоты в высокопроницаемые зоны и расхода кислоты на обработку промытых высокопроницаемых пропластков.
Известен способ ограничения водопритока в добывающей скважине (пат. RU №2347897, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.02.2009 г., Бюл. №6), включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего, мас. %: ксантан - 0,05-0,5, полиакриламид или эфир целлюлозы - 0,025-2,0, щелочь - 0,005-0,1, бактерицид - 0,03-0,3, ацетат хрома - 0,005-0,2, вода - остальное. Соотношение ксантана к полиакриламиду или к эфиру целлюлозы составляет от 1:0,25 до 1:10, причем до и после гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора.
Недостатком данного способа является снижение продуктивности добывающих скважин из-за отсутствия интенсификации притока нефти из низкопроницаемых нефтяных пропластков.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2204703, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2003 г., Бюл. №14), включающий водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом.
Достоинством способа является увеличение нефтеизвлечения за счет снижения обводненности добывающих скважин с одновременной интенсификацией притока добываемой продукции.
Недостатками известного способа являются недостаточное повышение охвата пласта воздействием, высокий риск необратимого ухудшения фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
Техническими задачами изобретения являются увеличение нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличение фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом разработки карбонатного нефтяного пласта, включающим водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, технологическую выдержку, освоение скважины.
По первому варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
ксантан
0,1-1,5
ПАА
0,1-1,0
ацетат хрома
0,01-1,0
пресная вода
остальное
при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
ингибированная соляная кислота
0-80,0
сульфаминовая кислота
1,0-15,0
уксуснокислый аммоний
1,0-6,0
оксиэтилированный алкилфенол
0,01-1,0
пресная вода
остальное
после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.
По второму варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ацетоноформальдегидную смолу - АЦФ, полиакриламид - ПАА, гидроксид натрия и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
АЦФ
20,0-40,0
ПАА
0,0-0,5
гидроксид натрия
0,5-2,0
пресная вода
остальное
при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:
ингибированная соляная кислота
0-80,0
сульфаминовая кислота
1,0-15,0
уксуснокислый аммоний
1,0-6,0
оксиэтилированный алкилфенол
0,01-1,0
пресная вода
остальное
после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.
Для приготовления тампонирующих составов используют следующие реагенты:
- ксантан - экзополисахарид микробного происхождения;
6
- ПАА - синтетический водорастворимый полимер с молекулярной массой (5-15)⋅10 D импортного или отечественного производства;
- ацетат хрома - жидкость темно-зеленого цвета с запахом уксусной кислоты и массовой долей трехвалентного хрома не менее 10,2%;
- АЦФ - вязкая жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с массовой долей сухого вещества не менее 75% и массовой долей свободного формальдегида не более 1,5% импортного или отечественного производства;
- гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ Р 55064;
- воду техническую пресную.
Для приготовления кислотного состава используют следующие реагенты:
3
- ингибированную соляную кислоту, представляющую собой жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 1108-1119 кг/м и массовой долей хлористого водорода 22-24%;
- сульфаминовую кислоту, представляющую собой белые негигроскопические кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1;
- уксуснокислый аммоний, представляющий собой белые кристаллы, хорошо растворяется в пресной воде, стабилизирует ионы трехвалентного железа;
- оксиэтилированный алкилфенол - неионогенное поверхностно-активное вещество;
- воду техническую пресную.
Сущность способа заключается в следующем.
Первый вариант
3
3
При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, предварительно определяют толщину перфорированного пласта, обводненность добываемой продукции, начальный дебит скважины по нефти, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемы закачки тампонирующих и кислотных составов в зависимости от толщины перфорированного пласта: объем тампонирующего состава составляет 3-5 м на один метр вскрытой толщины пласта, объем кислотного состава составляет 1-3 м на один метр вскрытой толщины пласта.
Способ осуществляют в два этапа. Закачку составов в пласт проводят с использованием установки КУДР или насосных агрегатов.
На первом этапе осуществляют закачку тампонирующего состава, при следующем содержании компонентов, мас. %: ксантан 0,1-1,5, ПАА - 0,1-1,0, ацетат хрома - 0,01-1,0, пресная вода - остальное.
Приготовление тампонирующего состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата набирают из автоцистерны раствор полимеров (ксантан+ПАА), предварительно приготовленный на химической базе, добавляют пресную воду и ацетат хрома. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности состава определяют визуально.
Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через добывающую скважину в пласт. Приготовление и закачку тампонирующего состава повторяют до запланированных объемов.
Указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч.
Из-за трещинно-порового строения карбонатных коллекторов в добывающих скважинах происходит преждевременный прорыв воды по высокопроницаемым каналам и трещинам, нефть блокируется в матрице карбонатной породы, вследствие чего добываемая продукция обводняется и снижается добыча нефти. Закачка тампонирующего состава позволяет создать водонепроницаемый блокирующий «экран» в обводненных трещинах пласта, способный выдержать напор воды пласта после проведения водоизоляционных работ и препятствующий поступлению воды в добывающую скважину. Время реагирования (создания водонепроницаемого «экрана») составляет 96-240 ч. При взаимодействии компонентов тампонирующего состава происходит структурирование молекул полимеров путем образования внутри- и межмолекулярных связей за счет реакции функциональных групп полимеров с ацетатом хрома.
На втором этапе закачивают кислотный состав при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 0-80,0, сульфаминовая кислота - 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний - 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол - 0,01-1,0, пресная вода - остальное. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.
Закачка в пласт кислотного состава за счет растворения карбонатной породы при реакции с кислотой позволяет улучшить фильтрационные свойства низкопроницаемых нефтяных зон пласта, интенсифицировать приток нефти.
Кислотный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины.
Освоение скважины проводят через 2-24 ч (время реагирования кислотного состава с породой). Определяют обводненность добываемой продукции и дебит скважины по нефти.
Второй вариант
3
3
При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, предварительно определяют толщину перфорированного пласта, обводненность добываемой продукции, начальный дебит скважины по нефти, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемы закачки тампонирующих и кислотных составов в зависимости от толщины перфорированного пласта: объем тампонирующего состава составляет 3-5 м на один метр вскрытой толщины пласта, объем кислотного состава составляет 1-3 м на один метр вскрытой толщины пласта.
Способ осуществляют в два этапа. Закачку составов в пласт осуществляют с использованием установки КУДР или насосных агрегатов.
На первом этапе осуществляют закачку тампонирующего состава при следующем содержании компонентов, мас. %: АЦФ - 20,0-40,0, ПАА - 0,0-0,5, гидроксид натрия - 0,5-2,0, пресная вода - остальное.
Приготовление тампонирующего состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата набирают из автоцистерны АЦФ с раствором полимера, предварительно приготовленного на химической базе, добавляют пресную воду и отвердитель - раствор гидроксида натрия. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности композиции определяется визуально.
Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через добывающую скважину в пласт. Приготовление и закачку тампонирующего состава повторяют до запланированных объемов.
Указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24-240 ч.
Создание водонепроницаемого «экрана» для снижения обводненности добывающих скважин по второму варианту реализуется за счет отверждения АЦФ под действием гидроксида натрия. Время реагирования (создания водонепроницаемого «экрана») составляет 24-240 ч. При взаимодействии компонентов тампонирующего состава происходит структурирование молекул АЦФ и ПАА путем образования внутри- и межмолекулярных связей под действием гидроксида натрия.
На втором этапе закачивают кислотный состав при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 0-80,0, сульфаминовая кислота - 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний - 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол - 0,01-1,0, пресная вода - остальное. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.
Кислотный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины.
Освоение скважины проводят через 2-24 ч (время реагирования кислотного состава с породой). Определяют обводненность добываемой продукции и дебит скважины по нефти.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1 (по первому варианту)
2
2
3
3
3
В качестве объекта опытно-промышленных работ выбрана добывающая скважина, вскрывшая два пропластка карбонатных отложений каширского горизонта. Вскрытая перфорацией толщина пропластков - 3,4 м и 7,6 м соответственно. Абсолютная проницаемость пропластков - 112,6 мкм и 43,5 мкм, нефтенасыщенность - 72% и 48,4% соответственно. Начальный дебит скважины по жидкости до обработки - 14 м/сут, дебит по нефти - 2,9 т/сут, обводненность скважинной продукции - 78%. Забойное давление составляет 3,3 МПа при пластовом давлении 5,5 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 9,0 МПа. Исходя из общей вскрытой толщины пласта рекомендованный объем тампонирующего состава составляет 33-55 м, объем кислотного состава - 11-33 м.
Тампонирующий состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,5 (0,2 т), ПАА - 0,1 (0,04 т), ацетат хрома - 0,1 (0,04 т), пресная вода - 99,3 (39,72 т).
Кислотный состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 50 (7,5 т), сульфаминовая кислота - 5 (0,75 т), уксуснокислый аммоний - 3 (0,45 т), оксиэтилированный алкилфенол - 0,5 (0,075 т), пресная вода - 41,5 (6,225 т).
Тампонирующий состав готовят следующим образом.
3
3
3
Приготовление состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата (объем емкости насосного агрегата составляет 5 м) набирают из автоцистерны раствор полимеров, предварительно приготовленный на химической базе (ксантан - 0,025 т, ПАА - 0,005 т, пресная вода 2,470 м), добавляют воду - 2,495 м и ацетат хрома - 0,005 т. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (15 мин).
3
Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне HKT через добывающую скважину в пласт. Цикл приготовления и закачки тампонирующего состава (40 м) повторяют 8 раз.
3
3
После последнего цикла указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью - нефтью (плотностью 890 кг/м, объемом 6 м), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96 ч.
3
Затем закачивают кислотный состав в объеме 15 м с помощью кислотного агрегата. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.
3
3
Производят продавку кислотного состава в пласт нефтью (плотностью 890 кг/м, объемом 6 м), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2 ч.
3
3
После окончания закачки запланированного объема тампонирующего (40 м) и кислотного (15 м) составов с последующей технологической выдержкой осваивают скважину. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита добывающей скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.
Результаты исследований показывают, что дебит добывающей скважины по нефти увеличился от 2,9 т/сут до 7,84 т/сут, обводненность скважинной продукции снизилась от 78% до 40% (пример 1, табл. 1).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-20).
Пример 2 (по второму варианту)
2
2
2
3
3
3
В качестве объекта опытно-промышленных работ выбрана добывающая скважина, вскрывшая три пропластка карбонатных отложений фаменского горизонта. Вскрытая перфорацией толщина пропластков - 2,4 м, 3,4 м и 2,6 м соответственно. Абсолютная проницаемость пропластков - 112,6 мкм, 178 мкм и 43,5 мкм, нефтенасыщенность - 72%, 41% и 48,6% соответственно. Начальный дебит скважины по жидкости до обработки - 14,8 м/сут, дебит по нефти - 3,6 т/сут, обводненность скважинной продукции - 74%. Забойное давление составляет 4,3 МПа при пластовом давлении 6,0 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,0 МПа. Исходя из общей вскрытой толщины пласта рекомендованный объем тампонирующего состава составляет 25,2-42 м, объем кислотного состава - 8,4-25,2 м.
Тампонирующий состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: АЦФ - 30,0 (9 т), гидроксид натрия - 1,5 (0,45 т), пресная вода - 68,5 (20,55 т).
Кислотный состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 30 (4,5 т), сульфаминовая кислота - 10 (1,5 т), уксуснокислый аммоний - 4 (0,6 т), оксиэтилированный алкилфенол - 0,5 (0,075 т), пресная вода - 55,5 (8,325 т).
Тампонирующий состав готовят следующим образом.
3
Приготовление состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата (объем емкости насосного агрегата составляет 5 м) набирают из автоцистерны АЦФ (1,5 т) и раствор гидроксида натрия, предварительно приготовленный на химической базе (гидроксид натрия - 0,075 т, вода - 0,675 т), добавляют пресную воду - 2,7 т. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (15 мин).
3
Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через добывающую скважину в пласт. Цикл приготовления и закачки тампонирующего состава (30 м) повторяют 6 раз.
3
3
После последнего цикла указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью - нефтью (плотностью 886 кг/м, объемом 6 м), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч.
3
Затем закачивают кислотный состав в объеме 15 м с помощью кислотного агрегата. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.
3
3
Производят продавку кислотного состава в пласт нефтью (плотностью 886 кг/м, объемом 6 м), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2 ч.
3
3
После окончания закачки запланированного объема тампонирующего (30 м) и кислотного (15 м) составов с последующей технологической выдержкой осваивают скважину. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита добывающей скважины по нефти и обводненности добываемой продукции.
Результаты исследований показывают, что дебит добывающей скважины по нефти увеличился от 3,6 т/сут до 6,9 т/сут, обводненность скважинной продукции снизилась от 74% до 39% (пример 21, табл. 1).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 21-40).
Предлагаемый способ позволяет эффективно снизить обводненность продукции на 17-38% и увеличить дебит добывающей скважины по нефти в 1,33-3,78 раза.
Таким образом, предлагаемый способ разработки карбонатного нефтяного пласта позволяет:
- повысить охват пласта воздействием;
- подключить в разработку ранее неохваченные нефтенасыщенные пропластки;
- увеличить фильтрационные свойства матрицы карбонатного коллектора;
- расширить технологические возможности способа.