Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ВОДОПРИТОКА К СКВАЖИНАМ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полиакриламида и кислоты. В известном способе в качестве раствора полиакриламида используют гелеобразующий раствор полиакриламида, объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности, операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока, проводят технологическую выдержку для образования геля, промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины. Дополнительно перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой, проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт (патент РФ № 2101484, кл. Е21В43/27, опубл. 10.01.1998).

Недостатком данного способа является невысокая эффективность водоизоляции, что приводит к низким значениям нефтеотдачи залежей.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на время отверждения раствора полимера. В известном способе перед закачкой раствора полимера в скважину закачивают для создания профилактического фильтрационного слоя вязкую нефть с наполнителями, растворимыми в легкой нефти или кислоте, размер частиц которых больше размера пор и каналов в нефтеносной части горизонтального ствола, но меньше размеров каналов в зоне водопритока, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, осуществляют продавку ГПТС сначала нефтью, затем водой, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту, или легкую нефть, или дизельное топливо, или дистиллят. Дополнительно при высокой приемистости в интервале водопритока в горизонтальный ствол после создания профилактического фильтрационного слоя в него закачивают гидрофобный тампонажный состав ГТС на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или смесь указанных ГТС и ГПТС (патент РФ № 2286447, кл. Е21В43/27, опубл. 27.10.2006 - прототип).

Известный способ характеризуется низкой эффективностью водоизоляции ввиду недостаточного прониковения полимера в пласт. В результате длительность эффекта водоизоляции не превышает одного-двух месяцев. Нефтеотдача залежей оказывается невысокой. Кроме того, известный способ имеет достаточно сложные технические и технологические процессы.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к скважинам и соответственно увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы до полного обводнения.

Задача решается тем, что в способе снижения водопритока к скважинам, включающем выбор добывающей скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, согласно изобретению, предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза, в качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л - малосольную воду, плотностью не более 1080 кг/м³, закачку малосольной воды на скважине осуществляют с начальным расходом, превышающим максимальный исторический дебит жидкости данной скважины не менее чем в два раза, закачку ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, циклы закачки малосольной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды, при этом объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 1,5 раза.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой скважинами, существенное влияние оказывает длительность работы добывающих скважин до полного обводнения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют снизить водоприток к скважинам. Неоднородность коллектора и разница в подвижности закачиваемой воды и нефти приводят неравномерному продвижению фронта закачки и к обводнению добывающих скважин. Для снижения водопритока к добывающим скважинам необходимо уменьшить фазовую проницаемость по воде. Многочисленными исследованиями установлено, что в большинстве коллекторов закачка малосольной воды (под малосольной или пресной водой здесь и далее понимается вода с общей минерализацией солей не более 5 г/л) приводит к снижению электростатических сил, удерживающих в порах глинистые мелкодисперсные частицы, их срыву с поверхности пор, миграции и забиванию поровых каналов. Причем забивание пласта происходит именно в тех участках, где движется и прорывается к забоям добывающих скважин закачиваемая вода. Поэтому фазовая проницаемость по нефти почти не изменяется, а по воде - снижается. Эффект аналогичен адсорбции закачиваемого агента при полимерном заводнении. Если пласт представлен трещиноватым коллектором, то вода проходит по трещинам и эффективность закачки малосольной воды для снижения водопритока уменьшается. Поэтому предлагаемый способ осуществляют на преимущественно поровых коллекторах. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи с поровым типом коллектора за счет закачки малосольной воды в добывающие скважины и оптимизации параметров закачки. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтяной залежи выбирают добывающую скважину, к которой необходимо уменьшить водоприток. Приток воды может быть вызван как подтягиванием подошвенных или краевых вод, так и действием ближайших нагнетательных скважин. Добывающая скважина может и не иметь высокую степень текущей обводненности, тем не менее в которой расчеты, например на гидродинамической модели, показывают прорыв воды в будущем.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, отобранного с данной или ближайших соседних скважин. В ходе лабораторных экспериментов сначала экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают пластовой или сточной водой (искусственной, приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта), закачивают пластовую нефть (данного пласта), затем вытесняют нефть пластовой водой, закачивают нефть второй раз и вновь вытесняют нефть, но уже малосольной водой. Закачку ведут с расходом 1 мл/мин, что исключает влияние страгивания большого количества мелкодисперсных частиц с поверхности пор за счет сил инерции. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м³. Выбор солей и прочих параметров закачиваемой в керн малосольной воды определяют по известному составу той пресной или малосольной воды, которую собираются закачивать в залежь. Например, при наличии водоема пресной воды, проводят химический анализ данной воды и затем в лаборатории готовят «искусственную» воду с теми же характеристиками. Причем закачивать воду в керн из самого водоема можно только в случае ее очистки от механических примесей и микроорганизмов.

Исследования показали, что при закачке воды с общей минерализацией солей более 5 г/л и плотностью более 1080 кг/м³, практически не наблюдается миграции мелкодисперсных частиц (за исключением частиц в несколько нанометров, наблюдаемых на выходе из образца и не влияющих на его проницаемость) и соответственно изменения фазовой проницаемости по воде.

В результате лабораторных экспериментов выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. Следует отметить, что многочисленные лабораторные эксперименты показывают, что при закачке малосольной воды в керны, абсолютная проницаемость снижается до определенной величины и далее стабилизируется. Поэтому закачивать малосольную воду в реальный пласт в объемах больших, чем в ходе лабораторных тестов (с учетом соотношения поровых объемов керна и пласта) не имеет смысла.

Исследования показали, что при снижении фазовой проницаемости по воде менее чем в 1,5 раза при закачке малосольной воды по сравнению с пластовой, прирост конечного коэффициента нефтеизвлечения по залежи не превышает 0,5%, что экономически не оправдывает затраты на закачку малосольной воды. Поэтому если лабораторные исследования показывают отсутствие уменьшения фазовой проницаемости по воде более чем в 1,5 раза, то мероприятия по закачке малосольной воды на скважине не проводят.

Далее в выбранную скважину закачивают малосольную воду с начальным расходом, превышающим максимальный исторический дебит жидкости данной скважины не менее чем в два раза. Это позволяет дополнительно повысить подвижность мелкодисперсных частиц за счет инерционных сил. Исследования показали, что инерционные силы практически не влияют на подвижность частиц при закачке с расходом, меньшим в два раза, чем дебит жидкости до закачки.

Закачку ведут в течение времени не менее пяти суток. За это время, согласно исследованиям, мелкодисперсные частицы успевают забить поровые каналы в обводнившихся участках пласта. Однако установлено, что для абсолютного большинства коллекторов, закачка менее пяти суток практически не приводит к снижению обводненности скважины.

Затем скважину пускают в добычу при тех же режимах, что и до закачки. Исследования подтвердили, что при отборе жидкости, частицы, забившие поровые каналы, не выходят обратно. Закачанная и смешанная с пластовой вода частично отбирается в течение нескольких суток, после чего обводненность скважины снижается.

Циклы закачки малосольной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения очередного цикла закачки и соответственно отбора закаченной воды. Очевидно, что после первого цикла закачки малосольной воды и забивания поровых каналов в обводнившихся зонах пласта, пуск скважины в добычу приведет к тому, что вода, которая до этого была причиной обводнения скважины, начнет «искать» новые пути к забою скважины, следуя наименьшему сопротивлению. Это соответственно приведет через некоторое время к новому росту обводненности. Для того чтобы забить другие, вновь обводнившиеся участки пласта, необходмо провести повторно закачку малосольной воды, аналогично первому циклу. Исследования показали, что наибольший коэффициент нефтеизвлечения достигается при проведении повторного и каждого последующего цикла закачки при росте обводненности скважины на 10-30%.

Объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 1,5 раза. Согласно расчетам, это позволяет воде проникнуть глубже в пласт, относительно предыдущей закачки малосольной воды, и забить более отдаленные участки пласта, что увеличивает период до следующей закачки и соответственно повышает нефтеотдачу. При закачке объема малосольной воды менее чем в 1,5 раза, относительно предыдущего объема закачки, обводненность снижается незначительно.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности изоляции водопритока к скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи за счет максимально длительной работы скважин до полного обводнения.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке нефтяной залежи, коллектор которой представлен терригенным поровым типом, выбирают вертикальную добывающую скважину с дебитом нефти 4,5 т/сут, жидкости 34,6 т/сут, обводненностью 87% и забойным давлением 9 МПа, расположенную в чисто нефтяной зоне. Максимальный дебит жидкости данной скважины составлял 39 т/сут. Текущее пластовое давление в зоне отбора скважины 13 МПа.

Коллектор участка залежи залегает на средней глубине 1650 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 8 м. Средняя проницаемость коллектора 450 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 20 мПа·с, начальная нефтенасыщенность составляет 0,8 д.ед., начальное пластовое давление 17 МПа, давление насыщения нефти газом 6 МПа. Объемная глинистость коллектора в районе рассматриваемой скважины составляет 0,8%. Водо-нефтяная зона находится в стороне от рассматриваемой скважины на расстоянии 500 м. Общая минерализация пластовой воды составляет 239,4 г/л, из которых 190,8 г/л приходится на соли NaCl, 11,7 г/л - MgCl₂, 0,8 г/л - MgSO₄, 36,0 г/л - CaCl₂, 0,1 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1160 кг/м³.

На поверхности, в нескольких километрах от устья скважины имеется водем с пресной водой. Общая минерализация данной пресной (малосольной) воды составляет 0,86 г/л, из которых 0,02 г/л приходится на соли NaCl, 0,03 г/л - MgCl₂, 0,14 г/л - MgSO₄, 0,28 г/л - CaCl₂, 0,39 г/л - NaHCO₃. Плотность малосольной воды составляет 1030 кг/м³.

Гидродинамическое моделирование показало, что обводнение скважины, после ее бурения и эксплуатации в течение 24 лет, вызвано прорывом «рукава» воды из приконтурной области. И, согласно прогнозу, через ближайшие два года скважина может обводниться до 98% и более.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта. Ввиду отсутствия керна по рассматриваемой скважине, керн берут из ближайшей соседней скважины, пробуренной после рассматриваемой через 18 лет. Объемная глинистость керна составляет также 0,8%. В ходе лабораторных экспериментов экстрагированный и отвакуумированный керн сначала насыщают искусственной пластовой водой (с общей минерализацией 239,4 г/л), приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта. Закачивают пластовую нефть (данного пласта) и создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Затем вытесняют нефть этой же пластовой водой. Закачивают нефть второй раз и вновь создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Окончательно вытесняют нефть, но уже малосольной водой (с общей минерализацией 0,86 г/л и плотностью 1030 кг/м³). Закачку как нефти, так и воды в ходе лабораторных экспериментов ведут с расходом 1 мл/мин.

По результатам анализа лабораторных экспериментов установили, что при закачке искусственной пластовой воды, концентрация мелкодисперсных глинистых частиц не превышает 10^-3 г/л, а при закачке малосольной воды - составляет 30-50·10^-3 г/л. При этом фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности изменяется с 0,050 д.ед. (при закачке искусственной пластовой воды) до 0,033 д.ед. (при закачке малосольной воды), т.е. уменьшается в 1,5 раза. Соответственно при изменении водонасыщенности керна с начальной до максимальной, фазовая проницаемость по воде, при малосольном заводнении, при каждом значении водонасыщенности меньше в 1,5 раза по сравнению с закачкой пластовой воды.

Далее в выбранную скважину закачивают малосольную (пресную) воду из ближайшего поверхностного источника. Для этого воду предварительно очищают от механических примесей и микроорганизмов. Автотранспортом цистернами доставляют на устье скважины и закачивают с расходом 80 м³/сут в течение пяти суток.

Затем скважину пускают в добычу при тех же режимах, что и до закачки, т.е. с забойным давлением 9 МПа. Это давление позволило после недели отбора закачанной воды и частично нефти выйти на следующие показатели по добыче: дебит нефти 11,3 т/сут, жидкости 24,5 т/сут, обводненность 54%.

Через два года эксплуатации обводненность скважины выросла на 30% относительно обводненности после проведения закачки малосольной воды и составила 54·1,3=70,2%. Цикл закачки малосольной воды повторяют, но объем закачиваемой воды увеличивают не менее чем в 1,5 раза. Таким образом, закачивают воду с расходом 80 м³/сут в течение восьми суток.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, за это время проводят шесть циклов закачки малосольной воды.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Залежь имеет несколько другие геолого-физические характеристики. Выбирают горизонтальную добывающую скважину с дебитом нефти 2,4 т/сут, жидкости 59 т/сут, обводненностью 93%. Максимальный исторический дебит жидкости скважины составляет 67 т/сут. Скважина располагается в водо-нефтяной зоне. Лабораторные исследования показывают снижение фазовой проницаемости по воде в пять раз при закачке малосольной воды относительно пластовой. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей 5 г/л и плотностью 1080 кг/м³. Закачку малосольной воды на скважине осуществляют в течение десяти суток с начальным расходом 200 м³/сут. Циклы закачки повторяют при росте обводненности скважины на 10% относительно обводненности после проведения очередного цикла закачки и отбора закаченной малосольной воды, при этом объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 3 раза.

В результате разработки участка залежи, который ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто 114,2 тыс. т нефти за 35 лет эксплуатации, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,426 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 100,3 тыс. т нефти за 28 лет эксплуатации ввиду более раннего обводнения скважины, КИН составил 0,374 д.ед. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу - 0,052 д.ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности изоляции водопритока к скважинам и увеличения коэффициента нефтеизвлечения залежи.