Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАВНОМЕРНОЙ ВЫРАБОТКИ СЛОИСТОГО КОЛЛЕКТОРА

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов.

Известен способ блокирования водопритока из пластов, включающий циклическую закачку в пласт блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе, не вызывающей набухание жидкости, с последующей остановкой закачки. В начале каждого цикла закачивают оторочку воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава, закачку производят при давлении выше пластового в 1,1-2,1 раза, в конце каждого цикла снижают давление до пластового и производят временную выдержку, равную предварительно установленному времени гелеобразования блокирующего состава в пластовых условиях (патент РФ №2391490, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.06.2010).

Недостатком известного способа является невысокая эффективность водоограничения. Гелевые составы работают, согласно промысловому опыту, в среднем один месяц, после чего вода прорывается по ранее изолированному каналу. Соответственно, это приводит к неравномерной выработке запасов, низким коэффициентам охвата и нефтеизвлечения при разработке.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину, включающий циклическую закачку в обводнившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку. Согласно известному способу, каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д., а время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле, при этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5, а после технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного. Дополнительно водоизоляционные составы закачивают разные, либо чередуют одинаковые. Во время технологической выдержки предусматривают подкачку, если естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной технологической выдержки. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку в последнем цикле завершают за 1-5 часов до полного гелеобразования водоизоляционного состава, закачанного в последнем цикле (патент РФ №2515675, кл. Е21В 33/138, опубл. 20.05.2014 - прототип).

Известный способ позволяет повысить эффективность водоизоляции, однако в слоистых коллекторах выработка остается неравномерной, что снижает охват залежи и приводит к невысокой нефтеотдаче.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Задача решается тем, что в способе равномерной выработки слоистого коллектора, включающем выбор добывающей скважины и ближайшей к ней нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения добывающей, закачку в скважины состава для ограничения водопритока для ликвидации зон прорыва воды, отбор продукции из добывающей скважины и закачку воды в нагнетательную скважину, согласно изобретению в качестве состава для ограничения водопритока используют модифицированную воду - воду, концентрацию и ионный состав растворенных солей которой определяют по лабораторным исследованиям снижения проницаемости керна данного пропластка не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре и скорости прокачки не менее 5 мл/мин, при этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей в призабойной зоне добывающей скважины при реакции модифицированной воды со сточной водой пропластка, в добывающей скважине определяют обводненность каждого пропластка, в нагнетательную и добывающую скважины спускают колонну труб с пакерами и изолируют данными пакерами пропласток с максимальной обводненностью от остальных пропластков, закачивают в изолированный пропласток через нагнетательную скважину модифицированную воду с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости пропластка, при этом забойное давление в добывающей скважине снижают до 0,9-1,0 от давления насыщения, закачку ведут до снижения обводненности пропластка до 0,8-1,2 от обводненности пропластка с минимальной обводненностью, после чего через нагнетательную скважину в рассматриваемый пропласток закачивают водный раствор хлора из расчета 20-100 м³ на 1 м эффективной толщины пропластка, в первые 10-50 м³ закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора проводят на остальных пропластках кроме пропластка с минимальной обводненностью, после чего скважины переводят в обычный режим эксплуатации, мероприятия повторяют с периодичностью 0,5-2 года.

Сущность изобретения

На эффективность равномерной выработки запасов неоднородного слоистого коллектора существенное влияние оказывает скорость продвижения нагнетаемой воды от нагнетательных скважин к добывающим по каждому из пропластков. Разная проницаемость пропластков приводит к разным скоростям продвижения закачиваемой воды. Поэтому необходимо проводить мероприятия по выравниванию обводненности пропластков. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение добывающей и нагнетательной скважины, вскрывающих три пропластка слоистой залежи. Обозначения: 1, 2, 3 - нефтенасыщенные пропластки, 4 - неколлектор, 5 - добывающая скважина, 6 - нагнетательная скважина, 7 - колонна труб, 8 - пакер, 9 - перфорационные отверстия.

Способ реализуют следующим образом.

На участке залежи, представленным тремя нефтенасыщенным пропластками 1, 2, 3, разделенных между собой прослоями неколлектора 4, пробурены добывающая 5 и нагнетательная 6 скважины (фиг. 1). После определенного периода разработки скважина 5 обводняется до значения, при котором экономическая эффективность ее эксплуатации низка. Причиной обводнения добывающей скважины 5 является нагнетательная скважина 6. В добывающей скважине 5 определяют обводненности В₁, В₂, В₃ соответственно пропластков 1, 2, 3. Допустим обводненность В₁ пропластка 1 максимальная, тогда как обводненность В₂ пропластка 2 минимальна.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне пропластков 1-3 при пластовой температуре и скорости прокачки не менее 5 мл/мин на несовместимость сточной и предполагаемой для закачки воды. Причем подбирают воду (условно назовем ее модифицированной) с отличным от сточной воды ионным составом и/или концентрацией солей, такую, при смешивании которой со сточной водой пропластков 1-3 происходит выпадение солей. Объем выпадаемого осадка должен быть достаточным для снижения проницаемости пропластков 1-3 не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна. Опыт показывает, что в большинстве случаев этого позволяет добиться сульфатная вода. Согласно исследованиям,при уменьшении проницаемости менее чем в 10 раз, эффективность водоограничения практически отсутствует, т.к. приток воды из пропластка остается достаточно высоким по сравнению с притоком нефти.

После подбора состава такой модифицированной воды в нагнетательную 6 и добывающую 5 скважины спускают колонну труб 7 с пакерами 8 и изолируют данными пакерами 8 пропласток 1 с максимальной обводненностью B₁ от остальных пропластков 2 и 3. Закачивают в изолированный пропласток 1 через нагнетательную скважину 6 модифицированную воду с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости пропластка 1, при этом забойное давление в добывающей скважине 5 снижают до 0,9-1,0 от давления насыщения нефти газом пропластка 1. Согласно расчетам высокие дебиты добывающей скважины позволяют повысить скорость потока в призабойной зоне пласта и увеличить степень выпадения солей. Поэтому наиболее оптимальное забойное давление задано в районе давления насыщения. При расходе модифицированной воды менее чем 0,5 от максимальной приемистости пропластка компенсация отбора жидкости закачкой значительно снижается, что уменьшает эффективность водоизоляции. При превышении максимальной приемистости пропластка возможны нарушения как скважины, так и пропластков (например, гидроразрыв).

Закачку модифицированной воды ведут до снижения обводненности пропластка 1 до 0,8-1,2 от обводненности пропластка 2 с минимальной обводненностью В₂. Расчеты показывают, что более одинаковые значения обводненности каждого пропластка 1, 2, 3 повышают равномерность выработки запасов неоднородного слоистого коллектора, поэтому закачку ведут до снижения обводненности до уровня пропластка 2 с минимальной обводненностью В₂ с запасом ±20% (или 0,8-1,2 от обводненности пропластка с минимальной обводненностью). Превышение данного запаса приводит к неравномерности выработки запасов.

Далее через нагнетательную скважину 6 в рассматриваемый пропласток 1 закачивают водный раствор хлора (хлорная вода) из расчета 20-100 м³ на 1 м эффективной толщины пропластка 1. Концентрацию хлорной воды определяют предварительно в лабораторных условиях по растворению солей сульфатов бария, стронция и прочих малорастворимых солей, выпадающих в осадок. Расчеты показывают, что объем 20-100 м³ на 1 м обеспечивает очистку оборудования нагнетательной скважины 6 и ее призабойной зоны от возможно выпавших солей в данной области. Объем менее 20 м³ в большинстве случаев не обеспечивает должной очистки, а более 100 м³ приводит к растворению солей в призабойной зоне добывающей скважины 5 при последующей закачке сточной воды в нагнетательную скважину 6 и соответственно проталкиванию оторочки хлорной воды к забою добывающей скважины 5.

При необходимости предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании, трубах 7 и перфорационных отверстиях 9, в первые 10-50 м³ закачиваемой модифицированной воды также добавляют ингибиторы (например, дифонат). Согласно промысловому опыту менее 10 м³ модифицированной воды с ингибитором может быть недостаточно для предотвращения преждевременного выпадения солей при замещении отбираемой воды модифицированной. Тогда как более 50 м³ приводит к отсутствию выпадения солей, что снижает эффективность водоизоляции.

Аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора проводят на пропластке 3, но не проводят на пропластке 2 с минимальной обводненностью В₂.

Затем пакеры 8 распакеровывают и ведут закачку сточной воды одновременно в пропластки 1-3 через нагнетательную скважину 6 и одновременный отбор продукции пропластков 1-3 через добывающую скважину 5.

Мероприятия повторяют с периодичностью 0,5-2 года, в т.ч. и в пропластке 2 в зависимости от его обводненности. После выпадения солей в промытых участках призабойной зоны добывающей скважины 5 происходит перераспределение потока закачиваемой сточной воды, которая начинает «обходить» закольматированные участки. Исследования показывают, что для большинства коллекторов через 0,5-2 года закачиваемая вода полностью «обходит» закольматированную зону и обводненность вновь повышается до значения до закачки модифицированной воды.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На участке залежи, представленным тремя нефтенасыщенными карбонатными пропластками 1, 2, 3, разделенными между собой прослоями неколлектора 4, пробурены добывающая 5 и нагнетательная 6 скважины на расстоянии друг от друга 300 м (фиг. 1). Кровля пропластка 1 залегает на глубине 860 м, начальное пластовое давление составляет 9,0 МПа, давление насыщения нефти газом 1,5 МПа, пластовая температура 25°С, вязкость нефти в пластовых условиях 35,0 мПа·с. Толщины пропластков 1, 2, 3 составляют соответственно 2 м, 4 м, 3 м, проницаемости соответственно 300 мД, 100 мД, 180 мД.

После бурения скважин 5 и 6 и 12 лет разработки скважина 5 обводняется до 95,8%, при этом экономическая эффективность ее эксплуатации низка. Причиной обводнения добывающей скважины 5 является нагнетательная скважина 6. В добывающей скважине 5 определяют распределение дебитов и обводненности по пропласткам 1, 2, 3 (таблица 1). Исследования состава солей в отбираемой скважиной 5 сточной воде к указанному времени показали следующее: общая минерализация сточной воды - 182,5 г/л, из которых 152,8 г/л приходится на соли NaCl, 6,1 г/л - MgCl₂, 1,9 г/л - KCl, 2,7 г/л - MgSO₄, 12,5 г/л - CaCl₂, 6,3 г/л - CaSO₄, 0,2 г/л - NaHCO₃, плотность сточной воды -1100 кг/м³.

Максимальная приемистость пропластков 1, 2, 3 составляет соответственно 150 м³/сут, 80 м³/сут, 100 м³/сут. Текущее пластовое давление в зоне отбора 7,5 МПа.

Предварительно проводят при пластовой температуре 25°С лабораторные исследования на керне пропластков 1-3 на несовместимость сточной и предполагаемой для закачки воды - модифицированной. Для этого экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают моделью сточной воды по указанному выше солевому составу. После чего заводняют данный керн различной модифицированной водой. Определяют концентрацию солей в модифицированной воде, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение солей и снижение проницаемости пропластков 1-3 в 10 раз (т.е. до 30 мД, 10 мД и 18 мД соответственно для пропластков 1, 2 и 3) при прокачке одного порового объема керна при скорости прокачки 5 мл/мин.

В результате исследований определили, что в качестве такой модифицированной воды подходит вода с девонских пластов, отбираемая с соседних скважин. Общая минерализация модифицированной воды составляет 254,8 г/л, из которых 181,7 г/л приходится на соли NaCl, 6,9 г/л - MgCl₂, 6,4 г/л - KCl, 27,7 г/л - MgSO₄, 10,4 г/л - CaCl₂, 19,6 г/л - CaSO₄, 2,1 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1132 кг/м³. Основные причины выпадения солей, согласно исследованиям, наличие двухвалентных металлов в породе, реакции модифицированной воды с повышенным содержанием сульфатов с которыми приводят к выпадению практически нерастворимых осадков. Например, характерные реакции с солями бария и стронция:

BaCl₂+MgSO₄→BaSO₄↓+MgCl₂

Sr(OH)₂+Na₂SO₄→SrSO₄↓+2NaOH

В ходе лабораторных исследований также определяют, что 10%-ная концентрация хлорной воды позволяет растворять данные соли, выпавшие в осадок. Расчетами на 3Д-гидродинамической модели определяют, что объем хлорной воды 20 м³ на 1 м эффективной толщины пропластков 1 и 3 не приведет к приходу хлорной воды в призабойную зону добывающей скважины 5.

После подбора состава модифицированной воды в нагнетательную 6 и добывающую 5 скважины спускают колонну труб 7 с пакерами 8 и изолируют данными пакерами 8 пропласток 1 с максимальной обводненностью B₁=99,3% от остальных пропластков 2 и 3. Закачивают в изолированный пропласток 1 через нагнетательную скважину 6 модифицированную воду с расходом 0,5·150=75 м³/сут, при этом забойное давление в добывающей скважине 5 снижают до 0,9·1,5=1,35 МПа.

Для предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании, трубах 7 и перфорационных отверстиях 9 в первые 50 м³ закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибитор - дифонат.

Через 25 сут закачки модифицированной воды обводненность пропластка 1 снижается до значения В₁=1,2·В₂=1,2·16,7%=20,04%. Всего было закачено 25·75=1875 м³ модифицированной воды. Далее закачивают 10%-ый водный раствор хлора в объеме 20·2=40 м³.

Пакеры 8 напротив пропластка 1 распакеровывают, колонну труб 7 спускают ниже и запакеровывают пакеры 8 напротив пропластка 3. Проводят аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора в пропласток 3. Закачивают модифицированную воду с расходом 0,5·100=50 м³/сут, забойное давление в добывающей скважине 5 также снижают до 0,9·1,5=1,35 МПа. В первые 10 м³ закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибитор - дифонат. Через 19 сут закачки модифицированной воды обводненность пропластка 3 снижается до значения В₃=1,2·В₂=0,8·16,7%=13,36%. Всего было закачено 19·50=950 м³ модифицированной воды. Далее закачивают 10%-ый водный раствор хлора в объеме 20·3=60 м³.

Затем пакеры 8 распакеровывают и ведут закачку сточной воды одновременно в пропластки 1-3 через нагнетательную скважину 6 и одновременный отбор продукции пропластков 1-3 через добывающую скважину 5. После мероприятий общий дебит нефти по скважине возрос до 22,0 т/сут, по жидкости снизился до 27,3 т/сут, обводненность уменьшилась до 19,4 т/сут (таблица 1).

Мероприятия повторяют с промежутком каждые полгода, когда обводненность добывающей скважины 5 возрастала до 95-98%.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласты имеют несколько иные геолого-физические характеристики. Максимальная приемистость пропластков 1, 2, 3 составляет соответственно 240 м³/сут, 120 м³/сут, 190 м³/сут, толщины пропластков - соответственно 1,5 м, 5 м, 3 м, давление насыщения нефти газом составляет 1,3 МПа. Модифицированную воду закачивают в нагнетательную скважину 6 с расходом 1,0·240=240 м³/сут в пропласток 1 в течение 20 сут и 1,0·190=190 м³/сут в пропласток 3 в течение 15 сут, при этом забойное давление в добывающей скважине 5 снижают до 1,0·1,3=1,3 МПа. Водный раствор хлора закачивают в объеме 100·1,5=150 м³ в пропласток 1 и в объеме 100·3=300 м³ в пропласток 3. Мероприятия повторяют с промежутком каждые 2 года.

В результате разработки рассматриваемого участка залежи, которое ограничили условием, когда обводненность всех пропластков не могла быть уменьшена закачкой модифицированной воды менее 98%, было добыто 93,4 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,761 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,406 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 79,8 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,651 д.ед., КИН - 0,347 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,059 д.ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.