Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО КОЛЛЕКТОРА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий обработку призабойной зоны добывающей и/или нагнетательной скважины, закачку в пласт гидрофобного материала - гидрофобного химически модифицированного кремнезема, углеводородной жидкости и водного раствора соляной кислоты, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой ее из призабойной зоны, согласно изобретению закачку указанных реагентов осуществляют в одну стадию в виде инвертной кислотной микроэмульсии, содержащей указанный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм в концентрации 0,5-1,5 мас.% и дополнительно регулятор стабильности микроэмульсии - поверхностно-активное вещество. Дополнительно соотношение дисперсная : дисперсионная фазы микроэмульсии от 1/1 до 3/1. Вязкость указанной микроэмульсии в пределах от 300 до 2500 мПа·с. Количество указанной микроэмульсии в пределах от 0,5 до 11 м³ на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта. При обработке коллекторов со значительными различиями в проницаемости пропластков предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых обводненных участков путем закачки в призабойную зону пласта указанной микроэмульсии вязкостью 2500-3500 мПа·с (патент РФ №2232262, кл. E21B 43/22, опубл. 10.07.2004).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача и высокая скорость обводнения продукции при разработке залежи нефти, а также значительные затраты на проведение мероприятия.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей нефти в гидрофильных породах-коллекторах, включающий бурение разведочных скважин и отбор керна, согласно изобретению в разведочных скважинах из продуктивного пласта отбирают керн, измеряют в нем смачиваемость породы продуктивного пласта и при подтверждении ее гидрофильности разработку залежи методом заводнения считают целесообразной, затем по керну определяют капиллярное давление начала вытеснения нефти, составляют карту этого параметра и на ее основе нагнетательные скважины размещают на участках относительно низких значений капиллярных давлений, обеспечивающих возможность вытеснения нефти из перового пространства продуктивного пласта при его заводнении (патент РФ №2301883, кл. E21B 43/20, опубл. 27.06.2007 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача и высокая скорость обводнения продукции при разработке залежи нефти, содержащей гидрофобные зоны.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин.

Задача решается тем, что в способе разработки трещинно-порового коллектора, включающего бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению на начальном этапе ведут закачку воды, после обводнения одной из добывающих скважин закачиваемой водой до 95%, определяют нагнетательную скважину, от которой произошел прорыв воды, в закачиваемую данной нагнетательной скважиной воду добавляют пепел, представляющий из себя остатки от сжигания твердого топлива, с размерами частиц не более 70 мкм и с концентрацией не более 50 мг/л, при снижении обводненности добывающей скважины на 25% или более, переходят на закачку воды без пепла, циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%.

Сущность изобретения

При разработке залежи нефти в трещинно-поровом коллекторе, преимущественно гидрофобном, происходит прорыв воды по трещинам к добывающим скважинам, при этом капиллярная пропитка матрицы и, соответственно, вытеснение нефти из нее незначительна, что снижает конечную нефтеотдачу. Возникает необходимость проведения мероприятий, позволяющих изменять смачиваемость коллетора, гидрофилизировать его. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно вырабатывать запасы нефти из матрицы преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора и менять смачиваемость коллектора. Одним из мероприятий по изменению смачиваемости коллектора является добавление в закачиваемую воду пепла, представляющего собой остатки от сжигания твердого топлива. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции скважин.

Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлено схематическое изображение участка залежи в плане с размещением скважин. Обозначения: 1-4 - добывающие скважины, 5 - нагнетательная скважина, Z - участок залежи нефти с пятиточечным элементом скважин 1-5, A - фронт обводнения к моменту перед проведением первого цикла закачки пепла, B - фронт обводнения к моменту перед проведением второго цикла закачки пепла.

Способ реализуют следующим образом.

По величине показателя смачиваемости M породы классифицируются следующим образом:

- породы гидрофобные (M=0-0,2);

- породы преимущественно гидрофобные (M=0,21-0,4);

- породы промежуточной смачиваемости (M=0,41-0,6);

- породы преимущественно гидрофильные (M=0,61-0,8);

- породы гидрофильные (M=0,81-1).

Если трещинно-поровый коллектор нефтяной залежи представлен гидрофобным и/или преимущественно гидрофобным коллектором, т.е. М менее 0,4, то разработка его значительно осложняется ввиду прорыва воды по трещинам с гидрофобной поверхностью. Капиллярная пропитка матрицы практически не происходит. По лабораторным исследованиям образцов керна скважин, отобранных с такой нефтяной залежи, устанавливают распределение смачиваемости М. Выявляют коллектора с преимущественно гидрофобной смачиваемостью.

Нефтяную залежь разрабатывают добывающими и нагнетательными скважинами. В процессе разработки происходит прорыв закачиваемой воды от нагнетательных скважин к добывающим. Участок Z нефтяной залежи представлен пятиточечным элементом с нагнетательной скважиной 5 в центре (фиг.1). Анализ выработки запасов участка Z залежи, разрабатываемого добывающими скважинами 1-4, показал, что обводненность скважин значительно опережает отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Так по скважине, например, 1 обводненность составляет более 95%, тогда как отбор от НИЗ данного участка Z значительно ниже. К этому моменту распределение фронта обводнения А скважин 1-4 приведено на фиг.1.

Исследования показали, что высокая обводненность скважины 1 не связана с заколонными перетоками. Делают вывод о том, что вода по трещинам прорвалась от нагнетательных скважин к добывающей 1. Далее по моделированию линий тока определяют, что причиной обводнения скважины 1 является нагнетательная скважина 5.

Проводят лабораторные исследования на кернах, отобранных со скважин 1-5, по вытеснению нефти водой с добавлением пепла с различной концентрацией. Устанавливают, что наибольший КИН по образцам керна, по сравнению с закачкой воды без пепла, достигает при концентрации пепла в воде С, причем С не более 50 мг/л, т.к. в противном случае, согласно исследованиям, высокая концентрация частиц забивает поровые каналы коллектора. Размер частиц пепла также должен быть не более 70 мкм, т.к. согласно исследованиям средний размер пор пласта в коллекторах различного типа колеблется от одного до 70 мкм (Тронов В.П. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД, 2001, с.4-9).

Химический состав пепла при сжигании различных марок твердых топлив изменяется в довольно широких пределах:

SiO₂=10-68%,

Al₂O₃=10-40%,

Fe₂O₃=2-30%,

CuO=2-70%,

MgO=0-10%,

Na₂O+K₂O=0-10%

(Покровский В.Н. Очистка сточных вод тепловых электростанций, 1980, с.20).

В закачиваемую нагнетательной скважиной 5 воду добавляют пепел с концентрацией C. На устье нагнетательной скважины 5 устанавливают емкость с пеплом и насос. Насос подключают к водоводу, который идет от кустовой насосной станции. Из емкости проводят дозированную подачу пепла в насос, где происходит ее смешивание с водой.

Добавляемый в воду пепел согласно исследованиям позволяет гидрофилизировать поверхность пор, каналов и трещин коллектора. Причем размер частиц пепла достаточно мал и способен проникать в поровые каналы (при концентрации C не более 50 мг/л) и, тем более, в трещины. Происходит процесс изменения смачиваемости на молекулярно-ионном уровне. В результате вода, двигаясь в трещинах, проникает в матрицу коллектора, вытесняя из нее нефть. Если матрица также гидрофобна, как и трещины, то пепел позволяет изменять смачиваемость и самих пор и, соответственно, лучше «вымывает» нефть из пор.

Согласно расчетам начинать процесс закачки воды с пеплом оптимальнее при обводненности добывающих скважин не более 95%, в противном случае конечный коэффициент нефтеизвлечения оказывается ниже. Оптимальный период закачки воды с пеплом также согласно расчетам составляет такое время, при котором обводненность продукции скважин в период закачки пепла снижается на 25% и более. При меньшем времени изменение смачиваемости происходит не во всех трещинах, по которым вода проникает к забоям добывающих скважин от нагнетательной.

Закачку воды с пеплом ведут до тех пор, пока обводненность скважины 1 не снизится более чем на 25% (через время T₁). В процессе закачки пепла обводненность скважин 2-4 также снижается.

Далее переходят на закачку воды без пепла. Через некоторое время обводняется, например, скважина 2. К этому моменту распределение фронта обводнения В скважин приведено на фиг.1. По моделированию линий тока вновь определяют, что причиной обводнения скважины 2 является нагнетательная скважина 5. В закачиваемую нагнетательной скважиной 5 воду вновь добавляют пепел с концентрацией С. Через время T₂ обводненность скважины 2 снижается на более чем 25%. Также незначительно снижается обводненность скважин 1, 3, 4. Затем переходят на закачку воды без пепла.

Данные циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%, т.к. постепенно эффективность каждого цикла снижается ввиду того, что фронт капиллярной пропитки матрицы вытесняет из нее подвижную нефть, а вода постепенно проходит к забоям добывающих скважин.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин.

Пример конкретного выполнения способа

По лабораторным исследованиям образцов керна, отобранного с нефтяной залежи с трещинно-поровым коллектором, было установлено, что 62,2% из них имеют гидрофобную и преимущественно гидрофобную смачиваемость М (табл.1).

Залежь представлена карбонатным типом коллектора, массивной структуры, залегает на глубине - 875 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 49,0 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 879 кг/м³, начальная пластовая температура - 23°C, начальное пластовое давление - 7,1 МПа, проницаемость матрицы - 177 мД, проницаемость трещин - 1 Д, пористость матрицы - 0,129, пористость трещин - 0,01, начальная нефтенасыщенность - 0,816, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 10 м, водонефтяной контакт расположен на абсолютной отметке - 543 м.

Нефтяную залежь разрабатывают добывающими и нагнетательными скважинами. В часть нагнетательных скважин закачивают подтоварную воду, а в часть - пресную. В процессе разработки происходит прорыв закачиваемой воды от нагнетательных скважин к добывающим. Участок Z нефтяной залежи представлен пятиточечным элементом с нагнетательной скважиной 5 в центре. Расстояния между скважинами 300-350 м. Анализ выработки запасов участка Z залежи (фиг.1), разрабатываемого добывающими скважинами 1-4,показал, что обводненность скважин значительно опережает отбор от начальных извлекаемых запасов. Так по двум добывающим скважинам 1 и 3 обводненность составляет 95,5% и 96,1% соответственно, тогда как отбор от НИЗ данного участка Z всего 32,4%. К этому моменту распределение фронта обводнения А скважин 1 и 3 приведено на фиг.1.

Исследования показали, что высокая обводненность скважин 1 и 3 не связана с заколонными перетоками. Делают вывод о том, что вода по трещинам прорвалась от нагнетательных скважин к добывающим. Далее по моделированию линий тока определяют, что причиной обводнения скважин 1 и 3 является нагнетательная скважина 5, в которую закачивается подтоварная вода.

Проводят лабораторные исследования на кернах, отобранных со скважин 1-5, по вытеснению нефти водой с добавлением пепла с различной концентрацией. Используют пепел, полученный при сжигании угля на тепловых электростанциях. Состав пепла следующий: SiO₂=44,5%, Al₂O₃=35,0%, Fe₂O₃=15,6%, CaO=3,9%, MgO=0,3%, прочее - 0,7%. Было установлено, что наибольший КИН по образцам керна, по сравнению с закачкой воды без пепла, был достигнут при концентрации пепла в воде С=10 мг/л. Устанавливают, что размер пор пласта колеблется в пределах 50-70 мкм. Пепел просеивают через вибросито размерами до 50 мкм, получают требуемый размер частиц пепла.

В закачиваемую нагнетательной скважиной 5 воду добавляют пепел с концентрацией С=10 мг/л. На устье нагнетательной скважины 5 устанавливают емкость с пеплом и насос. Насос подключают к водоводу, который идет от кустовой насосной станции. Из емкости проводят дозированную подачу пепла в насос, где происходит ее смешивание с водой.

Приемистость нагнетательной скважины 5 составляет q=20 м³/сут. Тогда в сутки требуется добавлять m=C·q=10·10^-6·20·10³=0,2 кг пепла. Закачку воды с пеплом ведут до тех пор, пока обводненность скважин не снизится более чем на 25%. Так, через T₁=15 суток закачки, обводненность скважин 1 и 3 упала до 70,5% и 64,1% соответственно. Обводненность скважин 2 и 4, которая была менее 95%, также снизилась на 5,2% и 10,5% соответственно.

Далее переходят на закачку воды без пепла. Через два года обводняется скважина 4 до 95,3%. К этому моменту распределение фронта обводнения В скважины 4 приведено на фиг.1. По моделированию линий тока определяют, что причиной обводнения скважины 4 также является нагнетательная скважина 5. В закачиваемую нагнетательной скважиной 5 воду вновь добавляют пепел с концентрацией С=10 мг/л. Через T₂=22 суток обводненность скважины 4 снизилась до 68,3%. Также незначительно снизилась обводненность скважин 1-3. Затем переходят на закачку воды без пепла.

Данные циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%.

Так после 8 циклов закачки воды с пеплом, обводненность скважин 1-4 не падает ниже 95%, что свидетельствует о том, что фронт капиллярной пропитки матрицы практически вытеснил из нее подвижную нефть. К этому моменту отбор от НИЗ по участку Z составил 93,8%.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

В результате с рассматриваемого участка Z нефтяной залежи за время, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, было добыто 129,6 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,341. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 99,9 тыс.т нефти, КИН - 0,263. Прирост КИН составил 0,078.

Применение предложенного способа позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения продуктивного пласта и снизить скорость обводнения продукции добывающих скважин.