Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон.

Известен способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи (патент РФ №2342523, Е21В 43/20, опубл. 27.12.2008, бюл. №36), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и осуществление вытеснения нефти закачиваемой водой. Создают опытный участок на базе двух горизонтальных скважин или боковых горизонтальных стволов. Для этого бурят добывающую горизонтальную скважину или добывающий боковой горизонтальный ствол из имеющейся скважины, и нагнетательную горизонтальную или нагнетательный боковой горизонтальный ствол размещают вблизи кровли пласта, а нагнетательный горизонтальный ствол - вблизи подошвы пласта; стволы параллельны друг другу и параллельны длинной оси структуры, горизонтальные их проекции находятся на расстоянии не более 150 м. В одном из стволов осуществляют возбуждающее воздействие путем закачки воды или отбора нефти, в другом наблюдают за изменением во времени давления. В случае наличия реакции на возбуждающее воздействие по изменению давления определяют величину проницаемости вдоль вертикальной координаты и осуществляют опытные работы путем закачки воды в нагнетательный ствол и отбора нефти из добывающего ствола. При этом наблюдают за изменением во времени дебита нефти и обводненности в добывающем стволе, расхода воды в нагнетательном стволе, забойного и пластового давлений в обоих стволах. По результатам опытных работ проектируют и реализуют процесс вертикального заводнения пласта на основе однорядной системы размещения добывающих горизонтальных стволов вблизи кровли пласта и нагнетательных стволов вблизи подошвы пласта со смещением в плане забоев добывающих и нагнетательных скважин аналогично размещению вертикальных скважин при однорядной системе.

Недостатком способа является то, что не предусмотрена закачка водных растворов полимеров и поверхностно-активных веществ (ПАВ) в пласт, способствующих равномерному вытеснению пластовой жидкости к интервалам перфорации добывающих скважин. В способе не применяется закачка слабоминерализованной воды при низких давлениях, в результате чего не обеспечивается равномерный охват пласта заводнением и не достигаются запланированные уровни отбора нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт, включающий бурение и размещение в продуктивном пласте горизонтальных скважин, закачку рабочего агента через верхние горизонтальные скважины, а отбор нефти осуществляют из нижней горизонтальной скважины (патент США US 5273111, Е21В 43/24, опубл. 28.12.1993 г.). Каждая добывающая горизонтальная скважина размещается вертикально ниже и горизонтально между двумя соответствующими верхними нагнетательными горизонтальными скважинами, и они параллельны друг другу. Верхние горизонтальные скважины располагаются около верхней границы пласта, а нижние добывающие - около нижней границы пласта. Расстояние между ними по вертикали должно быть достаточным для поддержания перепадов давления в потоке жидкости.

Недостатком способа является то, что в качестве вытесняющего агента используют преимущественно пар, на нагрев которого необходимы большие энергозатраты. Закачку пара производят при высоких давлениях, что ведет к удорожанию работ. При разбуривании участка не проводятся предварительные исследования в скважинах, позволяющие определить наличие гидродинамической связи между ними, что снижает эффективность применения способа. В способе не применяется закачка слабоминерализованной воды при низких давлениях, в результате чего не обеспечивается равномерный охват пласта заводнением. Отсутствие закачки полимеров и ПАВ для выравнивания фронта закачиваемой воды и избежания прорыва закачиваемой воды в продуктивный пласт препятствует увеличению дебитов нефти скважин.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах за счет проведения предварительных исследований в вертикальных и наклонно направленных скважинах, пробуренных на участке заложения горизонтальных скважин, позволяющих определить наличие гидродинамической связи между ними, обеспечение равномерным охватом заводнения пласта при низких давлениях закачки слабоминерализованной воды и равномерным вытеснением пластовой жидкости в пласте к интервалам перфорации добывающих скважин растворами полимеров и ПАВ.

Технический результат достигается способом разработки, включающим строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5 и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют.

На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах (вид сверху) на участке залежи. На фиг. 2 изображен разрез А-А по фиг. 1.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь 1 (фиг. 1) разбуривают скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1, строят структурные карты, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют вязкость нефти, проницаемость продуктивного пласта, распространение нефтенасыщенных толщин по площади залежи (на фигуре не показаны). Определяют фильтрационно-емкостные свойства пород, проводят гидродинамические исследования с обязательным определением пластового давления.

Перед строительством горизонтальных скважин выбирают участок залежи 1, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими нагнетательными 2, 4, 6 и добывающими 3, 5 горизонтальными скважинами по всей толщине h (фиг. 2) продуктивного пласта 7. Определяют остаточные извлекаемые запасы нефти на участке залежи 1 (фиг. 1).

Размещают добывающие горизонтальные скважины 3, 5 в нижней части продуктивного пласта 7 (фиг. 2) параллельно друг другу. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 7 ≥25 м. Расстояние а от ствола добывающих горизонтальных скважин 3, 5 до подошвы 8 пласта 7≥1,0 м. Отсутствие непосредственного контакта нефти с водой в продуктивном пласте 7 увеличивает безводный период эксплуатации горизонтальных скважин 2-6 (фиг. 1, 2).

Нагнетательные горизонтальные скважины 2, 4, 6 (фиг. 1) размещают в кровельной части продуктивного пласта 7 (фиг. 2) между добывающими горизонтальными скважинами 3, 5 (фиг. 1) в горизонтальной проекции. Расстояние l и b (фиг. 2) между горизонтальными стволами добывающих 3 (фиг. 1, 2), 5 (фиг. 1) и нагнетательных 2 (фиг. 1, 2), 4, 6 скважин пропорционально проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт 7 (фиг. 2), определяется по геолого-гидродинамическому моделированию участка залежи 1 (фиг. 1) заложения добывающих 3, 5 и нагнетательных 2, 4, 6 горизонтальных скважин.

В нагнетательные горизонтальные скважины 2, 4, 6 производят закачку вытесняющего агента, в качестве которого выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л.

С увеличением минерализации закачиваемой в пласт воды ≥5 г/л увеличивается образование нерастворимых неорганических осадков, которые, заполняя поровое пространство и трещины карбонатных пород, закупоривают их, препятствуя тем самым продвижению пластовой жидкости к интервалам перфорации добывающих скважин 3,5. При смешивании пластовой воды с пресной получается слабоминерализованная вода, в результате чего значительно уменьшается образование нерастворимых осадков, таких как, например, карбонат кальция, сульфат кальция.

Нагнетательные горизонтальные скважины 2, 4, 6 работают с минимальным перепадом давления - не более 7,0% от начального пластового давления до снижения приемистости ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора пластовой жидкости закачкой слабоминерализованной воды.

Такой режим работы нагнетательных горизонтальных скважин 2, 4, 6 стабилизирует пластовую энергетику, способствует постепенному повышению пластового давления на участке залежи 1, увеличивает поступление пластовой жидкости к интервалам перфорации (на фигуре не показаны) добывающих горизонтальных скважин 3, 5, повышая тем самым добычу нефти из продуктивного пласта 7 (фиг. 2).

В течение всего периода стабилизации проводят исследовательские работы по контролю за работой как добывающих 3, 5 (фиг. 1), так и нагнетательных 2, 4, 6 горизонтальных скважин. В добывающих горизонтальных скважинах 3, 5 производят замер дебитов нефти, жидкости, определяют обводненность продукции. В нагнетательных горизонтальных скважинах 2, 4, 6 производят замеры пластового давления.

После снижения приемистости нагнетательных горизонтальных скважин 2, 4, 6 до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт 7 (фиг. 2) слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, закачку воды прекращают, меняют вытесняющие агенты и продолжают закачивать их в продуктивный пласт 7.

Закачка вытесняющих агентов существенно влияет на показатели работы добывающих горизонтальных скважин 3, 5, особенно на рост пластового и забойного давлений, а также на увеличение доли воды в жидкости и дебитов нефти.

В качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ (неонол, биксол и др.).

Небольшая добавка полимеров в закачиваемую слабоминерализованную воду способствует выравниванию фронта продвижения закачиваемой жидкости по пласту 7 (фиг. 2), которое происходит за счет увеличения вязкости и снижения подвижности воды. В результате замедляется продвижение воды в высокопроницаемых коллекторах и вовлекаются в разработку низкопроницаемые коллекторы. Вышеперечисленные факторы способствуют увеличению коэффициентов охвата и вытеснения при заводнении коллекторов.

Закачка водных растворов ПАВ улучшает процессы вытеснения нефти из карбонатных пород-коллекторов за счет увеличения гидрофильности поверхности пород и снижения межфазного натяжения в системе «вода-нефть-порода» на неохваченных разработкой участках пласта 7. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему требуется меньшее усилие для проталкивания их через сужения пор, и увеличивается скорость перемещения в пласте. Более интенсивное вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, связано также со значительным влиянием их на снижение вязкости нефти.

Водные растворы эфира целлюлозы и ПАВ закачивают в продуктивный пласт 7 (фиг. 2) в объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте 7 на участке залежи 1 (фиг. 1) нефти.

Достижение технического результата обеспечивается при увеличении объемного соотношения раствора эфира целлюлозы и раствора ПАВ от 1:1 до 1:5. При росте обводненности добываемой продукции из добывающих горизонтальных скважин соотношение объемов закачки водного раствора поверхностно-активного вещества к водному раствору эфира целлюлозы постепенно увеличивают до 1:5, так как закачка их в пласт позволяет вводить в разработку обводненные и низкопроницаемые участки. При соотношении ниже 1:1 выработка запасов нефти из низкопроницаемых участков значительно снижается, при соотношении выше 1:5 происходит вымывание водного раствора эфира целлюлозы и возникает риск прорыва закачиваемой воды к интервалам перфорации добывающих горизонтальных скважин.

Оптимальное давление нагнетания водного раствора эфира целлюлозы и водного раствора ПАВ должно быть на 10-15% выше по отношению к начальному пластовому давлению, и закачка вытесняющих агентов производится до восстановления начального пластового давления на участке залежи 1 (фиг. 1).

После окончания процесса закачки водного раствора эфира целлюлозы и водного раствора поверхностно-активного вещества нагнетательные горизонтальные скважины 2, 4, 6 (фиг. 1) отключают и дают выдержку во времени до восьми суток, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков, с последующим возобновлением закачки воды с минерализацией не более 4 г/л.

После выхода скважины на установившийся режим проводят геофизические исследования по определению профиля приемистости пласта 7 (фиг. 2) для принятия решения о необходимости изменения объемного соотношения растворов полимеров и ПАВ.

Циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водного раствора эфира целлюлозы и водного раствора поверхностно-активного вещества повторяют.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка залежи 1 (фиг. 1), характерного для нефтяной залежи 1 в башкирских карбонатных отложениях без водонефтяного контакта.

Участок залежи 1 разбурили редкой сеткой разведочных скважин (на фигуре не показаны). Размеры выделенного участка 1 залежи составили 450×400 м, извлекаемые запасы нефти - 140 тыс.т.

По результатам геофизических исследований скважин, пробуренных на участке залежи 1, получили следующие данные: эффективная нефтенасыщенная толщина h (фиг. 2) продуктивного пласта 7 составила более 26,0 м, проницаемость - 0,062 мкм², пористость - 14,0%, нефтенасыщенность - 82,0%, пластовое давление - 8,1 МПа, обводненность добываемой продукции не превышает 12,7%.

Дополнительно на участке залежи 1 (фиг. 1) пробурили две добывающие горизонтальные скважины 3, 5, траектории стволов которых расположили выше подошвы 8 (фиг. 2) продуктивного пласта 7 на расстоянии а=3,0 м. Длина добывающих горизонтальных скважин 3, 5 (фиг. 1) составила 300 м.

Нагнетательные горизонтальные скважины 2, 4, 6 длиной 300 м разместили на расстоянии с=2,0 м ниже кровли 9 (фиг. 2) продуктивного пласта 7 между добывающими горизонтальными скважинами 3, 5 (фиг. 1) в горизонтальной проекции. Оптимальные расстояния l и b (фиг. 2) между добывающими 3, 5 (фиг. 1) и нагнетательными 2, 4 (фиг. 1, 2), 6 (фиг. 2) горизонтальными скважинами определили по результатам геолого-гидродинамического моделирования участка залежи 1 (фиг. 1), и они составили соответственно 100 и 21 м.

В нагнетательные горизонтальные скважины 2, 4, 6 в течение одного года производили закачку воды с минерализацией 3,2 г/л.

За данный период времени нагнетательные горизонтальные скважины 2, 4, 6 работали с давлением 8,5 МПа, проводились исследовательские работы по контролю за работой как добывающих 3, 5 (фиг. 1), так и нагнетательных 2, 4, 6 горизонтальных скважин. Пластовое давление снизилось от 10,1 до 9,6 МПа, при этом количество воды в добываемой жидкости увеличилось от 4,0 до 15,2%.

Через год приемистость горизонтальных нагнетательных скважин 2, 4, 6 воды с минерализацией 3,2 г/л снизилась от 130 до 75 м³/сут.

С целью выравнивания фронта продвижения закачиваемой слабоминерализованной воды по пласту 7 (фиг. 2) и вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов на участке залежи 1 (фиг. 1) с пониженным пластовым давлением в закачиваемую слабоминерализованную воду добавили 0,03% водный раствор эфира целлюлозы и 0,01% водный раствор неонола. Давление закачки растворов увеличили до 9,0-9,3 МПа.

После окончания процесса закачки водного раствора эфира целлюлозы и водного раствора поверхностно-активного вещества в количестве 21 м³/сут композицию продавили в пласт 7 (фиг. 2) водой в объеме 16 м³. Нагнетательные горизонтальные скважины 2, 4, 6 (фиг. 1) остановили на 5 суток для реагирования. Затем в скважинах 2, 4, 6 провели геофизические исследования по определению профиля приемистости пласта 7 (фиг. 2). Приемистость скважин 2, 4, 6 (фиг. 1) возросла до 110 м³/сут. Замерили пластовое давление, которое возросло до 8,2 МПа, после чего приняли решение о необходимости увеличения объемного соотношения водного раствора эфира целлюлозы и водного раствора неонола до 1:2.

Циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водного раствора эфира целлюлозы и водного раствора поверхностно-активного вещества повторили несколько раз. После шестого цикла приняли решение о закачке водного раствора эфира целлюлозы и водного раствора неонола в соотношении 1:5. В результате применения способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах нефтеотдача пласта возросла в 1,1 раза по сравнению с обычным заводнением.

Предлагаемый способ повышает нефтеотдачу и эффективность разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах за счет проведения предварительных исследований в вертикальных и наклонно направленных скважинах, пробуренных на участке заложения горизонтальных скважин, позволяющих определить наличие гидродинамической связи между ними, обеспечивает равномерный охват пласта заводнением при низких давлениях закачки слабоминерализованной воды и равномерное вытеснение пластовой жидкости к интервалам перфорации добывающих скважин низкоконцентрированными растворами полимеров и ПАВ.