Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников.

В настоящее время битуминозные аргиллиты, такие как баженовская свита и песчаники, например, битуминозные пески, рассматриваются как основной объект для возобновления ресурсной базы углеводородов Российской Федерации.

Породы баженовской свиты включают в себя биогенную и терригенную составляющие. К биогенной составляющей относятся кремнезем, слагавший скелеты и раковины организмов, и кероген, который является полимерным органическим материалом выделяющим сырую нефть или газ. Терригенная составляющая представлена глинистыми минералами, которые сносились в бассейн с прилегающей суши. Удаленность источников сноса от центральных частей палеобассейна определила поступление терригенного материала в центральную часть бассейна преимущественно в составе глинистой фракции.

В связи с обозначенным, сложность промышленной разработки битуминозных аргиллитов и песчаников состоит в том, что битум, насыщающий породу и являющийся полезным ископаемым, обладает чрезвычайно низкой подвижностью и не может разрабатываться классическим скважинным методом. В связи со слабой проницаемостью аргиллитов, а также чрезвычайно малой подвижностью битумов, приток в скважины падает чрезвычайно резко, а коэффициент извлечения нефти, даже при наиболее благоприятных обстоятельствах, не превышает 8%.

Известен способ применения растворителей для добычи тяжелых нефтей, включающий закачку в пласт растворителя через нагнетательную скважину, растворение нефти растворителем, проталкивание его к добывающей скважине другим агентом и нагнетание вытеснителя для извлечения растворителя. (Забродин П.Е., Раковский Н.Л., Розеберг Н.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. - М: Недра, 1968. - 224 с.)

Недостатком данного способа является невозможность закачки растворителя в пласт представленный битуминозными аргиллитами, поскольку он непроницаем или чрезвычайно слабопроницаем.

Известен способ интенсификации разработки слабопроницаемых залежей методом гидроразрыва пласта, включающий закачку жидкости гидроразрыва и расклинивающего агента (проппанта) при давлении выше давления гидроразрыва пласта, создание трещин заполненных расклинивающим агентом и освоение скважины после процедуры гидроразрыва. (Мелибеков А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. - Недра, 1967. - 141 с.),

Недостатком данного способа является то, что крепление трещин проппантом в битуминозных аргиллитах невозможно, в связи с их высокой пластичностью.

Известен способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, реализацию последовательности технологических операций в чередующихся циклах. (Патент РФ №2513963).

Недостатком известного способа является невозможность его реализации в залежах практически непроницаемых битуминозных аргиллитах, поскольку в них невозможно движение флюидов от нагнетательных скважин к добывающим.

Технической проблемой заявляемого изобретения является создание эффективного способа разработки продуктивного пласта представленного низкопроницаемыми битуминозными аргиллитами и песчаниками, например баженовской свиты.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи, за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых битуминозных аргиллитов и песчанников.

Поставленная проблема и технический результат достигаются способом разработки пласта, представленного битуминозными песчаниками или аргиллитами, включающим бурение скважины вскрывающий целевой объект, установку скважинного оборудования, обеспечивающего подъем продукции и задавливание растворителя при давлении выше давления гидроразрыва пласта в участок скважины, вскрывающий целевой объект, отсечение участка скважины вскрывающего целевой объект от остальных интервалов пакерами, закачивание циклично в целевой объект через скважину растворитель, способный растворять битумы целевого объекта, под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с породой, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t, время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта, после технологической выстойки осуществляют подъем растворителя, с растворенными в нем битумами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставшими доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей, после того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, при этом указанную скважину используют как нагнетательную скважину, при закачке растворителя, и как добывающую - при добыче углеводородов, гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин и подъем всего объема закачанного растворителя.

Основным отличием заявляемого изобретения от известных является, то предлагаемый способ разработки направлен на добычу углеводородов в низкопроницаемых битуминозных аргиллитах, таких как, например, баженовская свита.

Сущность изобретения состоит в нагнетании в пласт растворителя под давлением выше давления гидроразрыва, что обеспечивает контакт растворителя с большим объемом первоначально непроницаемых пород и экстакцию из них полезных углеводородов. После экстракции растворителем первоначально непроницаемые породы становятся проницаемыми, что обеспечивает больший охват воздействием на следующем цикле. Способ обеспечивает низкие потери растворителя, поскольку в битуминозных аргиллитах трещины закрываются полностью, обеспечивая подъем всего объема растворителя с растворенными в нем полезными углеводородами.

Новым является то, что для реализации метода используется технология гидроразрыва пласта с применением растворителя, как жидкости гидроразрыва, без использования расклинивающего агента для обеспечения смыкания трещины, что позволит полностью поднять на дневную поверхность весь использованный растворитель.

На фиг. 1 схематично показан этап задавливания растворителя, этот этап является первым в единичном цикле работы скважины.

На фиг. 2 схематично показан этап выдержки растворителя.

На фиг. 3 схематично показан подъем продукции скважины.

На фиг. 4 схематично показано закрытие трещин, завершающий единичный цикл работы скважины.

Позиция 1 на фигурах 1, 2, 3, 4 указывает на скважинное оборудование (насос), где стрелкой показано направление работы. Стрелка вниз указывает на закачку рабочего агента, стрелка вверх указывает на подъем продукции скважины.

Позиция 2 на фигурах 1, 2, 3, 4 указывает на пакеры, отсекающие диапазон перфорации целевого объекта.

Позиция 3 на фигурах 1, 2, 3, 4 указывает на целевой объект.

Позиция 4 на фигурах 2, 3 указывает на трещину гидроразрыва, заполненную растворителем или продукцией скважины.

В рамках данной заявки под целевым объектом понимают объект разработки представляющий из себя битуминозные аргиллиты или песчаники, под продукцией скважины понимают растворенные растворителем, или находящиеся в свободном состоянии углеводороды, полученные в виде притока в скважину.

Способ осуществляют следующим образом.

Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта. Отсекают участок скважины, вскрывающий целевой объект, от остальных интервалов пакерами. В целевой объект через скважину закачивают циклично растворитель, способный растворять битумы целевого объекта. В начале цикла, в скважину подают растворитель под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с большим объемом битуминозных пород, экстрагирую из них битумы. Гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин, что позволяет рассчитывать на отсутствие потерь растворителя в процессе разработки. После чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t. Время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта. После технологической выстойки осуществляют подъем растворителя, с растворенными в нем углеводородами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставшими доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей. Для этого скважинное оборудование, которое перед этим обеспечивало задавливание в объект растворителя, переключают в режим подъема продукции скважины. После того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, повторяя действия, описанные с начала цикла. Поскольку трещины, полученные гидроразрывом, при разработке битуминозных аргиллитов закрываются полностью, потери растворителя в процессе разработки минимальны. При этом, указанную скважину используют как нагнетательную, при закачке растворителя, и как добывающую - при добыче углеводородов.

Поскольку битуминозные аргиллиты были насыщены углеводородами изначально, в них не присутствует никакого цемента, который мог быть привнесен миграцией вод, поэтому скрепляющим материалом в них служит сам битум. Поэтому данная технология будет по своей эффективности похожа на кислотный гидроразрыв пласта.

В качестве растворителя может применяться любое доступное химическое соединение или их смесь, способная растворять целевые битумы, например газовый конденсат, ШФЛУ полученная в процессе подготовки нефти, нефть, углеводородный газ, углекислый газ, толуол, дихлорэтан, четыреххлористый углерод и т.д. Данный способ наиболее эффективен на месторождениях, где в промышленных объемах получают легкие углеводороды, способные растворять целевой битум, а при пластовой температуре и давлении гидроразрыва быть в жидком агрегатном состоянии.

Конкретный пример реализации способа.

На газоконденсатном месторождении добывается газовый конденсат, способный растворять битумы баженовской свиты, часть которой географически приурочена к используемому лицензионному участку. Далее этот конденсат упоминается как растворитель. В одной из добывающих скважин участка вскрывают баженовскую свиту, а в скважину устанавливают скважинное оборудование 1, состоящее из насоса, оборудованного двумя переключающимися наборами клапанов, которые позволяют при их переключении поднимать продукцию в одном случае и залавливать в пласт растворитель в другом. Насос 1 должен быть рассчитан на давление, позволяющее проводить многократные гидроразрывы пласта в баженовской свите. Участок скважины, вскрывающий баженовскую свиту, должен быть отсечен от остальных интервалов скважины пакерами 2. В начале цикла, на прием насоса в скважину подают растворитель, упомянутый выше. Насос 1 поднимает давление в диапазоне вскрытия баженовской свиты до давления выше давления гидроразрыва. В разрабатываемом целевом объекте 3 образуется трещина гидроразрыва 4, которая обеспечивает большую площадь контакта насыщающих пласт битумов и растворителя подаваемого в скважину. Таким образом производится растворение битумов, насыщающих баженовскую свиту, после чего, насос 1 переключают в режим подъема продукции скважины. Растворитель с растворенными битумами поднимают на поверхность, трещина гидроразрыва 4 при этом закрывается. Давление в зоне перфорации скважины падает до минимального значения, обеспечивающего бесперебойную работу насоса 1, после чего повторяют действия, описанные с начала цикла. В процессе отмыва битумов, освобождается занимаемая им пористость, что позволяет на следующем цикле охватить разработкой дополнительный объем пласта. Это приводит к извлечению большего количества продукции, чем было закачано в пласт растворителя и растворено битумов.

Таким образом, предложенная технология позволяет разрабатывать битумиозные аргиллиты и песчаники экстрагирующими гидроразрывами.