Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ РАВНОМЕРНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти.

Известен 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 порового пространства продуктивного пласта при его заводнении (патент РФ № 2301883, кл. Е21В43/20, опубл. 27.06.2007).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных по проницаемости коллекторов. Вода достаточно быстро фильтруется по высокопроницаемым участкам залежи, что приводит к обводнению добывающих скважин. Кроме того, охват залежи остается низким.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки трещинно-порового коллектора, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно известному способу 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% (патент РФ № 2527053, кл. Е21В43/20, опубл. 27.08.2014 - прототип).

Известный способ позволяет повысить охват залежи за счет проникновения воды в более гидрофобные зоны пласта, однако не блокирует промытые водой зоны, что приводит к невысокой нефтеотдаче.

В предложенном изобретении решается задача снижения водопритока к добывающим скважинам, повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается тем, что в способе повышения равномерности выработки запасов нефти, включающем разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, для снижения водопритока к добывающим скважинам закачку в нагнетательные скважины различных агентов, согласно изобретению выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре, после обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага, причем состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины, расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза, в первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка, после закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды, а добывающие скважины пускают в работу, операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу неоднородной по проницаемости нефтяной залежи, разрабатываемой добывающими и нагнетательными скважинами, существенное влияние оказывает длительность работы скважин до полного обводнения. Ввиду неоднородности обводнение происходит быстрыми темпами, выработка запасов идет неравномерно. Существующие технические решения не в полной мере позволяют снизить водоприток к добывающим скважинам и повысить равномерность выработки запасов нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача снижения водопритока к добывающим скважинам, повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с расположением скважин. Обозначения: 1-4 - добывающие скважины, 5 - нагнетательная скважина, 6 - промытые закачиваемой водой зоны пласта, Z - участок нефтяной залежи, R_n - радиус проникновения осадка, блокирующего поровые каналы в промытых зонах 6, образуемого в результате смешения закачиваемой модифицированной и пластовой вод.

Способ реализуют следующим образом.

На участке Z нефтяной залежи (фиг. 1), разрабатываемой добывающими и нагнетательными скважинами, выбирают очаг из нескольких добывающих скважин 1-4 с нагнетательной 5 в центре. Одна или несколько добывающих скважин очага обводненены более чем на 90%. Приток воды может быть вызван как подтягиванием подошвенных или краевых вод, так и действием ближайших нагнетательных скважин. Исключают заколонные перетоки, т.к. в этом случае необходимо проводить ремонтные работы с оборудованием скважины.

Предварительно проводят лабораторные исследования на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды. Причем подбирают воду (условно назовем ее модифицированной) с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей, такую, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение солей. Объем выпадаемого осадка должен быть достаточным для блокирования в промытых зонах 6 пласта поровых каналов в радиусе R_n= 10-100 м от скважины. Расчеты показывают, что при блокировании промытой зоны в радиусе R_n менее 10 м нефтеотдача оказывается низкой, т.к. остаются не охваченными более отдаленные от скважины участки пласта. Если радиус R_n превышает 100 м, то нефтеотдача также снижается ввиду недостаточного объема выпадаемых солей и соответственно более низкого охвата. Для прогнозирования расстояния R_n строят гидродинамическую 3Д модель, в которой задают закачиваемому агенту свойства адсорбции, являющейся аналогом моделирования выпадения солей при закачке модифицированной воды. Свойства закачиваемой воды задают из результатов лабораторных исследований. Таким образом подбирают модифицированную воду.

Пусть, к примеру, обводнена более чем на 90% одна скважина 4. В данную скважину 4, а также нагнетательную 5 закачивают модифицированную воду при остановленных на время закачки остальных скважинах 1-3 очага. Исследования показывают, что если скважина обводнена менее чем на 90%, то закачка модифицированной воды и выпадение солей могут снизить конечную нефтеотдачу в связи с «потерей» некоторых участков пласта, оставшихся изолированными ввиду образования слабопроницаемых зон, забитых выпавшим осадком.

Расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта в данную скважину. Согласно расчетам более высокая скорость закачки позволяет модифицированной воде проникнуть глубже в пласт, тем самым повышая охват. При расходе менее 0,6 от приемистости пласта радиус проникновения воды в пласт небольшой, что снижает нефтеотдачу.

Время закачки модифицированной воды в скважину 4 определяют по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. Исследования показывают, что если давление закачки увеличивается менее чем в два раза, то выпадение солей происходит в недостаточной для повышения нефтеотдачи степени.

В первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения солей. Данную операцию необходимо проводить во избежание выпадения солей в самой скважине и ее оборудовании. Согласно промысловому опыту менее 5% модифицированной воды с ингибитором может быть недостаточно для полного замещения пластовой воды модифицированной. Тогда как более 10% приводит к отсутствию выпадения солей в призабойной зоне пласта, что в ряде случаев требуется по геологическим причинам.

После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину 5 сточной воды, а добывающие скважины 1-4 пускают в работу. Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%. Таким образом, закачка модифицированной воды позволяет снижать фазовую проницаемость по воде в промытых зонах 6.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка Z залежи.

Результатом внедрения данного способа является снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Участок Z нефтяной залежи (фиг. 1), коллектор которой представлен терригенным поровым типом, разрабатывается добывающими и нагнетательными скважинами. Выбирают очаг из четырех добывающих скважин 1-4 с нагнетательной 5 в центре, расстояние между скважинами составляет 300-350 м. Очаг расположен в чисто нефтяной зоне. Коллектор участка залежи залегает на средней глубине 1620 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 5 м. Начальное пластовое давление 16 МПа, давление насыщения нефти газом 6 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 15,6 мПа·с, проницаемость коллектора меняется в широких пределах - 21-590 мД. Общая минерализация пластовой воды составляет 253,5 г/л, из которых 202,2 г/л приходится на соли NaCl, 11,4 г/л - MgCl₂, 4,1 г/л - MgSO₄, 35,5 г/л - CaCl₂, 0,3 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1160 кг/м³.

Дебит нефти скважины 4 составляет 2,5 т/сут, жидкости - 22,7 т/сут, обводненность - 90,1%. Текущее пластовое давление в зоне отбора 12 МПа. Приток воды вызван действием ближайшей нагнетательной скважины 5.

Предварительно проводят лабораторные исследования на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды - модифицированной. Определяют концентрацию солей в модифицированной воде, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение осадка. В качестве такой воды была выбрана вода с вышезалегающих карбонатных пластов. Общая минерализация модифицированной воды составляет 185,0 г/л, из которых 154,6 г/л приходится на соли NaCl, 9,3 г/л - MgCl₂, 2,3 г/л - MgSO₄, 15,3 г/л - CaCl₂, 3,5 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1120 кг/м³. Большое количество солей NaHCO₃ приводит к реакции в пластовых условиях при смешении пластовой и модифицированной вод:

СаСl₂ + 2NaHCO₃ ↔ СаСО₃↓ + 2NaCl + Н₂О + CO₂↑.

По гидродинамической 3Д модели определяют, что объем выпадаемого осадка по данным лабораторных экспериментов блокирует в промытых зонах 6 пласта поровые каналы в радиусе R₄=100 м от скважины 4 и в радиусе R₅=80 м от скважины 5.

Расход модифицированной воды в скважины 4 и 5 определяют как 0,6 от максимальной приемистости пласта в данные скважины, значения составили 65 и 50 м³/сут соответственно.

Далее осуществляют закачку модифицированной воды с указанным солевым составом и расходом. Время закачки определяют по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. В скважине 4 давление закачки возросло с 15 до 30 МПа через 3 сут, в скважине 5 с 16 до 32 МПа через 5 сут. Таким образом, закачку ведут в течение 5 сут, за это время в скважины 4 и 5 закачивают всего 65·5=325 м³ и 50·5=250 м³ модифицированной воды соответственно.

В первые 5% закачиваемой модифицированной воды в скважины 4 и 5, т.е. 325·0,05=16,3 м³ и 250·0,05=12,5 м³ соответственно, добавляют ингибитор СНПХ-5306, замедляющий процесс выпадения солей.

После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину 5 сточной воды, а добывающие скважины 1-4 пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки.

Дебит нефти скважины 4 после отбора закаченной модифицированной воды составил 6,0 т/сут, жидкости - 20,3 т/сут, обводненность - 70,4%.

Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка Z залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет несколько иные характеристики. Расстояние между скважинами составляет 200-250 м. Определяют, что закачка модифицированной воды требуется одновременно в две добывающие скважины 1, 4 и соответственно одну нагнетательную 5. Радиусы зоны блокирования поровых каналов составляют R₁=10 м, R₄=20 м, R₅=15 м. Расход модифицированной воды в скважины 1, 4 и 5 определяют как 1,0 от максимальной приемистости пласта в данные скважине. Ингибитор SP203W добавляют в первые 10% закачиваемой модифицированной воды в скважины 1, 4 и 5.

В результате разработки участка залежи, состоящего из очага из 4 добывающих и одной нагнетательной скважины, за время, которое ограничили обводнением до 98%, было добыто 190,3 тыс. т нефти за 35 лет эксплуатации, коэффициент охвата составил 0,805 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) - 0,487 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 168,8 тыс. т нефти за 29 лет эксплуатации ввиду более раннего обводнения скважин, коэффициент охвата составил 0,714 д.ед., КИН - 0,432 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,055 д.ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения водопритока к добывающим скважинам, повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.