Результат интеллектуальной деятельности: Способ обработки карбонатного нефтяного коллектора

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

Известен способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение скважины, цементирование горизонтального ствола скважины, перфорацию и формирование трещин с помощью гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающие горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакерами. Согласно изобретению бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора за одну спускоподъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформировавшейся щели, от остальной части колонны, а гидроразрыв пласта в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухстороннюю по формированию щелей, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал - в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта. Дополнительно проводят водоизоляционные работы на каждом из интервалов в отдельности через трещину разрыва (патент РФ №2401942, кл. Е21В 43/26, опубл. 20.10 2010).

Недостатком известного способа является неконтролируемое развитие трещины в высоту, что при последующей эксплуатации скважины приводит к ее быстрому обводнению. Разработка коллекторов таким способом характеризуется низкой эффективностью.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. В известном способе горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород, затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб - ГТ спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером, спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола, сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола, производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором, по окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины (патент РФ №2558058, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.07.2015 - прототип).

Известный способ позволяет управлять направлением роста трещины, но только в скважинах, горизонтальные стволы которых расположены идеально параллельно горизонтали. При наличии кривизны ствола в профиле эффективность способа теряется, что приводит к низким темпам отбора нефти и высокой обводненности. Кроме того, способ не применим для скважин с открытым горизонтальным стволом.

В предложенном изобретении решается задача повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

Задача решается тем, что в способе обработки карбонатного нефтяного коллектора, включающем бурение горизонтальной скважины, спуск в горизонтальный ствол скважины колонны гибких труб, закачку геля с плотностью, большей плотности воды, и заполнением гелем нижней части сечения горизонтального ствола скважины, а также рабочей жидкости для обработки коллектора с заполнением верхней части сечения горизонтального ствола скважины, поинтервальную обработку, по окончании выполнения поинтервальной обработки проведение освоения скважины свабированием, отбор продукции из горизонтальной скважины, согласно изобретению скважину после бурения выполняют с открытым стволом в продуктивном карбонатном коллекторе, либо выбирают уже пробуренную скважину с таким же типом заканчивания и находящуюся в эксплуатации, на профиле горизонтального ствола выделяют участки длиной l_n ≤ d / sinα_n, где d – диаметр открытого горизонтального ствола, α – угол между осью участка горизонтального ствола и горизонтальной плоскостью, индекс n – номер участка, в качестве рабочей жидкости для обработки коллектора используют кислоту, на каждом из полученных участков, кроме участков длиной l_n менее 2 м, проводят кислотную обработку, для этого спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленными на конце трубы сдвоенными пакерами и расположенной между пакерами гидромониторной насадкой, расстояние между внутренними краями данных пакеров устанавливают равной длине соответствующего участка l_n, после спуска данных труб с пакерами и гидромониторной насадкой в соответствующий участок l_n, пакера запакеровывают, закачивают через гибкую безмуфтовую трубу и гидромониторную насадку раствор поверхностно-активного вещества в объеме из расчета 0,1-1 м³ на метр длины соответствующего участка l_n, проводят технологическую выдержку в течение 0,5-3 ч, затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении Р_к, при котором затем будут закачивать кислоту, а также способного к загущению через некоторое время после его закачки в открытый ствол скважины, объем геля определяют как 0,5-0,8 от объема соответствующего участка l_n горизонтального ствола, гель продавливают по трубам жидкостью, не растворяющей гель, и доводят до соответствующего участка l_n, проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемом для оседания геля в нижнюю часть ствола и его загущения, после чего закачивают кислоту под давлением Р_к и в объеме, требуемом для обработки коллектора, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором, затем в скважину закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля, горизонтальный ствол скважины промывают, пакера распакеровывают и поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой и пакерами.

Сущность изобретения

На технологическую эффективность кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом, в скважинах с открытым горизонтальным стволом, существенное влияние оказывает охват пласта кислотным воздействием в сторону, противоположную водо-нефтяному контакту. Под технологической эффективностью здесь понимается повышение темпов отбора нефти и продолжительности эффекта по сравнению с разработкой без кислотной обработки. При этом возможно отсутствие прироста конечной нефтеотдачи. Приведенный выше прототип, несмотря на то, что описывает способ проведения гидроразрыва пласта, содержит идею перенаправления потока закачиваемого флюида (в прототипе это жидкость гидроразрыва, а в рассматриваемом способе – кислота) в противоположную сторону от водо-нефтяного контакта. Однако технически прототип практически нереализуем ввиду приведенных выше причин. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно проводить кислотную обработку карбонатных коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка коллектора с профилем горизонтальной скважины. Обозначения: 1 – участок нефтенасыщенного карбонатного коллектора, 2 – горизонтальная скважина, 3 – гибкая безмуфтовая труба, 4 – пакера, 5 – гидромониторная насадка, 6 – нижняя часть ствола соответствующего участка горизонтального ствола, 7 – верхняя часть ствола соответствующего участка горизонтального ствола, 8 – зоны растворения породы кислотой, I, II, III – участки горизонтального ствола, l_n – длины участков горизонтального ствола, α – угол между осью участка горизонтального ствола и горизонтальной плоскостью, ВНК – водо-нефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

На участке 1 карбонатного нефтяного коллектора бурят либо выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации, горизонтальную скважину 2 с типом заканчивания, представляющим из себя открытый в продуктивной части коллектора ствол (фиг.1). Участок 1 коллектора имеет водо-нефтяной контакт ВНК.

На профиле горизонтального ствола скважины 2 выделяют участки I, II, III и т.д. с длиной, рассчитываемой исходя из соотношения:

l_n ≤ d / sinα_n (1),

где d – диаметр открытого горизонтального ствола скважины 2, α – угол между осью участка горизонтального ствола и горизонтальной плоскостью, индекс n – номер участка.

На каждом из полученных участков, кроме участков длиной l_n менее 2 м, проводят кислотную обработку. Допустим, что участок II имеет длину менее 2 м, соответственно, на нем кислотную обработку не проводят. В скважину 2 спускают гибкую безмуфтовую трубу 3 с установленными на конце трубы сдвоенными пакерами 4 и, расположенной между пакерами 4, гидромониторной насадкой 5. Расстояние между внутренними краями данных пакеров 4 устанавливают равной длине соответствующего участка l_n.

После спуска данных труб 3 с пакерами 4 и гидромониторной насадкой 5 в соответствующий участок l_n, пакера 4 запакеровывают. Закачивают через гибкую безмуфтовую трубу 3 и гидромониторную насадку 5 раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) в объеме из расчета 0,1-1 м³ на метр длины соответствующего участка l_n. Проводят технологическую выдержку в течение 0,5-3 ч. Затем закачивают гель с плотностью, большей плотности воды. Гель подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор 1 при давлении Р_к, при котором затем будут закачивать кислоту, а также способного к загущению через некоторое время после его закачки в открытый ствол скважины 2. Объем геля определяют, как 0,5-0,8 от объема соответствующего участка l_n горизонтального ствола. Гель продавливают по трубам 3 жидкостью, не растворяющей гель (например, для водорастворимого геля такой жидкостью может служить нефть, а для углеводородорастворимых гелей – вода), и доводят до соответствующего участка l_n. Проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемого для оседания геля в нижнюю часть 6 ствола соответствующего участка и его загущения.

Далее закачивают кислоту с заполнением верхней части 7 сечения горизонтального ствола скважины 2 под давлением Р_к и в объеме, требуемом для обработки коллектора. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором. В результате получают червоточины – зоны 8 растворения породы кислотой, направленные вверх от ВНК. Затем в скважину 2 закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля, ствол скважины 2 промывают, пакера 4 распакеровывают и поднимают из скважины 2 гибкую безмуфтовую трубу 3 с гидромониторной насадкой 5 и пакерами 4.

По окончании выполнения поинтервальной обработки проводят освоение скважины 2 свабированием. Затем переходят на отбор продукции (нефти и воды) из горизонтальной скважины 2.

Согласно расчётам соотношение (1) позволяет выделить участки такой длины, наклон которых позволяет при закачке геля заполнять им нижнюю часть 6 ствола в каждом из участков, а кислоте – верхнюю часть 7. Участки длиной l_n менее 2 м не позволяют вместить гидромониторную насадку 5.

Закачка раствора ПАВ повышает гидрофильность коллектора. Объем ПАВ из расчета менее 0,1 м³ на метр длины соответствующего участка l_n согласно исследованиям не приводит к эффективности последующей кислотной обработки, а более 1 м³ – адсорбируется в больших объемах в порах коллектора, снижая его проницаемость. Технологическая выдержка после закачки ПАВ обеспечивает максимальную реакцию с карбонатной породой, причем времени менее 0,5 ч для большинства коллекторов недостаточно, а более 3 ч – не имеет смысла.

Закачка геля необходима для заполнения нижней части 6 сечения участка горизонтального ствола, что позволяет перенаправить кислоту, при ее последующей закачке, вверх. В результате червоточины не образуются в направлении ВНК и при эксплуатации скважины снижается скорость ее обводнения, увеличивается продолжительность эффекта. Объем геля менее чем 0,5 от объема соответствующего участка l_n горизонтального ствола приводит согласно расчётам к прорыву закачиваемой кислоты вниз по направлению к ВНК, что снижает эффективность кислотной обработки, а более чем 0,8 – объем геля слишком велик, что также приводит к неконтролируемому прорыву закачиваемой кислоты.

Результатом внедрения данного способа является повышение технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке 1 карбонатного нефтяного коллектора бурят горизонтальную скважину 2 с типом заканчивания, представляющим из себя открытый в продуктивной части коллектора ствол диаметром d=0,216 м (фиг.1). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет 840 м, толщина нефтенасыщенного коллектора – 8 м, начальное пластовое давление – 9 МПа. Участок 1 коллектора имеет водо-нефтяной контакт ВНК. Общая длина горизонтального ствола составляет 120 м. До кровли продуктивного пласта 1 скважину обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 152 мм.

После пуска скважину в эксплуатацию дебит нефти составил 2 т/сут, дебит жидкости – 7 т/сут. Низкая продуктивность скважины привела к необходимости проведения поинтервальной кислотной обработки коллектора.

На профиле горизонтального ствола скважины 2 выделяют три участка I, II, III, причем только два из них I и III удовлетворяют условию длины не менее 2 м:

l_I ≤ 0,216 / sin0,13 = 95,2 м,

l_II ≤ 0,216 / sin6,5 = 1,9 м,

l_III ≤ 0,216 / sin1,0 = 12,4 м.

На каждом из полученных участков I и III проводят кислотную обработку. Для этого спускают гибкую безмуфтовую трубу 3 диаметром 76 мм с установленными на конце трубы сдвоенными пакерами 4 и расположенной между пакерами 4 гидромониторной насадкой 5. Расстояние между внутренними краями данных пакеров 4 устанавливают равной длине соответствующего участка l_n.

После спуска данных труб 3 с пакерами 4 и гидромониторной насадкой 5 в соответствующий участок l_n, пакера 4 запакеровывают. Закачивают через гибкую безмуфтовую трубу 3 и гидромониторную насадку 5 раствор ПАВ (неонол АФ₉-12 с концентрацией 0,05%) в объеме из расчета 0,1 м³ на метр длины соответствующего участка l_n: для l_I – 95,2·0,1 = 9,52 м³, для l_III – 12,4·0,1 = 1,24 м³.

Проводят технологическую выдержку в течение 0,5 ч. Затем закачивают гель с плотностью около 1200 кг/м³, следующего состава (массов.): карбамид – 6%, алюминий хлористый – 3%, уротропин – 8%, техническая вода - остальное. Объем закачанного геля составляет: для участка l_I – 0,5·3,14·(0,216/2)²·95,2 = 1,74 м³, для l_III – 0,8·3,14·(0,216/2)²·12,4 = 0,36 м³. Закачку ведут при давлении закачки 10 МПа. При данном давлении гель не прокачивается через коллектор. Гель продавливают по трубам 3 товарной нефтью и доводят до соответствующего участка l_n. Проводят технологическую выдержку в течение 8 ч. За это время гель оседает в нижнюю часть 6 ствола соответствующего участка и густеет.

Далее закачивают 21%-ную соляную кислоту с заполнением верхней части 7 сечения горизонтального ствола скважины 2 под давлением Р_к = 16 МПа и в объеме: для участка l_I – 0,2·95,2 = 19,0 м³, для l_III – 0,2·12,4 = 2,5 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 12 ч. В результате получают червоточины – зоны 8 растворения породы кислотой, направленные вверх от ВНК. Затем в скважину 2 закачивают растворитель геля – техническую воду, в таком же объеме, в котором закачивали гель, т.е. для участка l_I – 1,74 м³, для l_III – 0,36 м³. Ствол скважины 2 промывают, пакера 4 распакеровывают и поднимают из скважины 2 гибкую безмуфтовую трубу 3 с гидромониторной насадкой 5 и пакерами 4.

По окончании выполнения поинтервальной обработки проводят освоение скважины 2 свабированием. Затем спускают насос и переходят на отбор продукции (нефти и воды) из горизонтальной скважины 2.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет иные геолого-физические характеристики. Выбирают уже пробуренную горизонтальную скважину. Раствор ПАВ закачивают в объеме из расчета 1,0 м³ на метр длины соответствующего участка l_n: для l_I – 95,2·1,0 = 95,2 м³, для l_III – 12,4·1,0 = 12,4 м³. Затем проводят технологическую выдержку в течение 3 ч.

В результате проведения кислотной обработки нефтяного коллектора по предлагаемому способу дебит нефти составил 19 т/сут, дебит жидкости – 30 т/сут, технологическая эффективность прироста дебита нефти составила – 17 т/сут, жидкости – 23 т/сут. По прототипу при прочих равных условиях дебит нефти составил 13 т/сут, дебит жидкости – 27 т/сут, технологическая эффективность прироста дебита нефти составила – 11 т/сут, жидкости – 20 т/сут. Прирост дебита нефти по предлагаемому способу по сравнению с прототипом – 6 т/сут, жидкости – 3 т/сут. Длительность технологического эффекта предлагаемого способа оказалась на 5 месяцев больше.

Предлагаемый способ позволяет повысить технологическую эффективность кислотной обработки за счет селективного направленного воздействия кислотой на коллектор.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения технологической эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов с водо-нефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.