Способ добычи нефти в глиносодержащих коллекторах с монтмориллонитовыми соединениями
METHOD FOR OIL PRODUCTION IN CLAY-BEARING RESERVOIRS WITH MONTMORILLONITE COMPOUNDS

Изобретение относится к тепловым методам добычи нефти в глиносодержащих коллекторах с монтмориллонитовыми соединениями кальциевого и натриевого типа с использованием газообразного теплоносителя и может быть применено в нефтедобывающей отрасли.
Известен способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором (патент РФ № 2662724, Е21В 43/20, Е21В 43/17, опубл. 27.07.2018 г. Бюл. № 21), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины, при этом по первому варианту в пласт через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду до достижения обводненности скважинной продукции до 50% (включительно), после чего поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, первый режим включает закачку через нагнетательные скважины пресной воды в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта, второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 12-24 часов, третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды до роста  средней обводненности скважинной продукции на 10%, причем по второму варианту в пласт через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду до достижения обводненности скважинной продукции до 50% (включительно), после чего поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, при этом первый и второй режим разработки одинаковы с первым вариантом, а третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды или минерализованной воды с содержанием 0,05 мас.% неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%.
Однако этот способ повышения нефтеотдачи пластов с глиносодержащим коллектором методом заводнения имеет ряд недостатков, состоящих в том, что наличие нагнетательных скважин приводит к уменьшению добывающего фонда скважин, требует значительных энергетических затрат на закачку больших объемов воды, а использование в технологическом процессе данного способа пресной воды приемлемо только для каолиновых глин, которые слабо реагируют на опреснение воды и способны к обратимой гидратации и совершенно не приемлемо для монтмориллонитовых глин, которые дают при этом максимальное снижение параметров пористости, охвата, проницаемости пласта, снижают его нефтеотдачу и уменьшают добычу нефти на разрабатываемом участке месторождения.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является (патент РФ № 2034135, Е21В 43/24, опубл. 30.04.1995 г.) способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта с глиносодержащим коллектором, включающий нагрев призабойной зоны путем внутрипластового горения и последующую закачку ненагретой воды, при этом нагрев призабойной зоны осуществляют до температуры, обеспечивающей кристаллохимическое преобразование минеральных глин, формируют вторичные трещины понижением пластового давления в призабойной зоне путем отбора пластовых флюидов, нагнетание ненагретой воды производят давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта в объеме, обеспечивающем снижение температуры нагретой призабойной зоны до начальной.
К недостаткам данного способа разработки нефтяных месторождений тепловыми методами с использованием внутрипластовых технологических операций относятся сложность практической реализации нагрева  призабойной зоны путем внутрипластового горения (сухое горение, влажное горение, горение с закачкой дополнительного топлива), контроля и регулирования температурных параметров процессов обжига глинистых пород и формирования в них вторичной трещиноватости, а также неприемлемость использования воды для монтмориллонитовых соединений, что приводит к снижению проницаемости пласта, уменьшению зоны охвата его воздействием и снижению конечной нефтеотдачи.
Задачей изобретения является усовершенствование способа добычи нефти в глиносодержащих коллекторах с монтмориллонитовыми соединениями с использованием тепловых методов.
Технический результат изобретения – повышение добычи нефти за счет увеличения охвата пласта теплоносителем, сохранения структуры и формы поровых каналов, восстановления и увеличения его естественной проницаемости.
Технический результат достигается тем, что способ добычи нефти в глиносодержащих нефтенасыщенных коллекторах с монтмориллонитовыми соединениями включает нагрев призабойной зоны скважины, формирование вторичной трещиноватости и добычу нефти. При этом определяют текущее пластовое давление, отбирают пробу глинистой породы, на отобранной пробе глинистой породы нефтенасыщенного коллектора определяют температуру начала кристаллохимического преобразования глин, нагрев призабойной зоны скважины и формирование вторичной трещиноватости осуществляют закачкой расчетного объема безводного газообразного теплоносителя - продукта сгорания органического топлива с воздухом или инертного газа - при температуре ниже температуры кристаллохимического преобразования глин и давлении, равном минимальному давлению гидроразрыва пласта, формирующем вторичную трещиноватость, затем останавливают скважину на время падения давления до текущего пластового давления, осуществляют добычу нефти.
При реализации данного способа на этапе нагрева призабойной зоны использование безводного газообразного теплоносителя исключает разбухание монтмориллонитовых соединений, а закачка его с температурой ниже температуры кристаллохимического преобразования минеральных глин в виду отсутствия их обжига не нарушает структуру порового пространства коллектора и способствует сохранению фильтрационных характеристик нефтенасыщенного коллектора (пористости, проницаемости), а этап формирования в нем вторичной трещиноватости реализуется за счет подачи теплоносителя при давлении, равном давлению минимального гидроразрыва пласта, который исключает операции отбора пластовых флюидов при повышенных депрессиях на пласт и ввода не нагретой воды.
Способ осуществляют следующим образом.
Нефтенасыщенный пласт вскрывают по крайней мере одной скважиной, либо используют имеющуюся из пробуренного фонда, но не обеспечивающую требуемого уровня добычи, определяют текущее пластовое давление, а на отобранной пробе глинистой породы нефтенасыщенного коллектора - температуру начала кристаллохимического преобразование минеральных глин и осуществляют закачку газообразного безводного теплоносителя с давлением, равным давлению минимального гидроразрыва пласта, и температурой ниже начала кристаллохимического преобразование минеральных глин в объеме обрабатываемой зоны продуктивного пласта. Затем скважину останавливают на технологическую выдержку на время, которое необходимо для достижения текущего пластового давления с последующим вводом в эксплуатацию.
2
о
о
Технологическая эффективность предложенного способа была подтверждена в промысловых условиях Краснодарского края на скважинах ильской свиты месторождения Зыбза-Глубокий Яр, участок Горка, геологическое строение которых представлено светлым терригенным флишем с чередованием песчаников, алевролитов и глин, не известковых, серовато-зеленых, плотных с монтмориллонитовыми соединениями 1-2 %, пористость коллектора 13-24,7 %, проницаемость 0,095-0,127 мкм, текущее пластовое давление 6,2 МПа, температура 43 С, температура начала кристаллохимического преобразования глинистых минералов 395-420 С.
о
о
Безводный газообразный теплоноситель вырабатывался в термогазогенераторе при сжигании дизельного топлива с воздухом высокого давления и подавался в эксплуатационные скважины с близкими характеристиками по обводненности и добыче нефти. Технологический процесс прототипа на этапе нагрева призабойной зоны осуществлялся закачкой 175,5 тонн теплоносителя с температурой 400-430 С, а на этапе формирования вторичных трещин – путем отбора газа при депрессии в пределах 0,5 пластового давления и закачки не нагретой воды до снижения температуры призабойной зоны до начальной. Реализация процесса по заявленному способу проводилась при одновременном выполнении вышеуказанных этапов при закачке 175,5 тонн теплоносителя с температурой 200-280 С и давлении, равном минимальному давлению гидроразрыва пласта, с последующей остановкой скважины на период достижения текущего пластового давления и последующим вводом ее в эксплуатацию.
Результаты сравнительных промысловых исследований оценивались по количеству дополнительно добытой нефти за период действия технологического эффекта подтвердили его преимущества и показали, что заявленный способ увеличивает добычу нефти на 37% и эффективней прототипа на 17,5%.