Результат интеллектуальной деятельности: Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления и проведением комплексной кислотной обработки пласта.

Известен способ кислотной обработки околоскважинной зоны, включающий на первом этапе закачку в скважину 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта, на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку нефтью в объеме 5-15 м³ при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 ч и ввод скважины в эксплуатацию (патент РФ № 2490444, кл. Е21В 43/27, опубл. 20.08.2013).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ обработки околоскважинной зоны, включающий на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5%-ного раствора ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м³ на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, на третьем этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку пластовой водой в объеме 100-200 м³ при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 ч и ввод скважины в эксплуатацию. Предварительно могут выполнять закачку в скважину пластовой воды до увеличения давления закачки на устье скважины до 1-2 МПа (патент РФ № 2494246, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.09.2013 - прототип).

Общим недостатком от применения известных способов являются невысокая нефтеотдача пласта ввиду неоднородности коллектора и неравномерной закачки компонентов, указанных в способах.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.

Задача решается тем, что в способе увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления, включающем закачку растворов поверхностно-активного вещества – ПАВ, кислоты, замедлителей реакции кислоты с породой, отклонителей кислотных составов, воды и технологическую выдержку, согласно изобретению, подбирают скважину, эксплуатирующую нефтенасыщенный пласт с текущим пластовым давлением не более 0,6·P, где Р – начальное пластовое давление, операции проводят в два основных последовательных этапа, первый из которых направлен на восстановление пластового давления, при котором в скважину закачивают с расходом 2-10 м³/час рабочую жидкость – воду с общей минерализацией 0,8-1,2 от общей минерализации пластовой воды, закачку ведут до повышения устьевого давления до значения не более 0,2·Р, затем закачивают под устьевым давлением (0,2-0,4)·Р раствор 1-10%-ного ПАВ в рабочей жидкости, общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 0,5-5,0 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, после чего вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р, проводят технологическую выдержку не более 48 ч, в течение которых анализируют падение устьевого давления и, при его падении, докачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р, второй этап имеет целью воздействие на скелет породы, для чего проводят закачку комплексного кислотного состава с добавлением ПАВ, воды, замедлителей реакции кислоты с породой, стабилизаторов глин, реагентов для создания самоотклоняющихся кислотных составов и/или кислотных эмульсий, состав и концентрацию которых определяют лабораторными исследованиями в зависимости от фильтрационных свойств пласта, причем концентрацию чистой кислоты в комплексном кислотном составе задают на уровне 12-20%, закачку ведут при устьевом давлении не более 0,45·Р, объем V_к закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 1-7 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, продавливают комплексный кислотный состав рабочей жидкостью объемом (0,2-1,0)·V_к под устьевым давлением не более 0,45·Р, после чего проводят технологическую выдержку не более 24 ч, осваивают скважину свабированием, либо с применением глубинно-насосного оборудования, пускают скважину в эксплуатацию, операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 2-4 года.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу карбонатного нефтяного пласта существенное влияние оказывает энергетическое состояние пласта и система воздействия на коллектор. Существующие технические решения не в полной мере позволяют наиболее эффективно выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На залежи месторождения подбирают скважину, эксплуатирующую карбонатный нефтенасыщенный пласт с текущим пластовым давлением не более 0,6·P, где Р – начальное пластовое давление. Операции проводят в два основных последовательных этапа с извлечением глубинно-насосного оборудования, либо без его извлечения.

Первый этап направлен на восстановление пластового давления. В скважину закачивают с расходом 2-10 м³/час рабочую жидкость – воду с общей минерализацией 0,8-1,2 от общей минерализации пластовой воды. Закачку ведут до повышения устьевого давления до значения не более 0,2·Р.

Согласно исследованиям, при текущем пластовом давлении более 0,6·P проведение операций по предлагаемому способу характеризуется меньшим приростом нефтеотдачи по сравнению с прототипом. Закачка рабочей жидкости с расходом более 10 м³/час в большинстве случаев приводит к раскрытию естественных или образованию новых трещин в пласте, что повышает обводненность продукции и снижает нефтеотдачу пласта, тогда как менее 2 м³/час – повышает пластовое давление лишь в нескольких метрах вокруг скважины. Закачиваемая вода (рабочая жидкость) с указанной общей минерализацией используется в качестве отклоняющей компоненты при кислотных обработках. При закачке рабочей жидкости в скважину происходит заполнение высокопроницаемой части пласта, перераспределение поля давлений, гравитационное замещение привнесенной воды нефтью из неохваченных зон пласта. Кроме того, создаются благоприятные условия для большеобъемной обработки пласта кислотой. Закачка воды с общей минерализацией менее 0,8 от общей минерализации пластовой воды данного пласта приводит к набуханию и/или миграции глинистых частиц, тогда как закачка рабочей жидкости с общей минерализацией более 1,2 от общей минерализации пластовой воды данного пласта – к выпадению солей в призабойной зоне пласта. В обоих случаях снижается проницаемость коллектора, что в конечном счете уменьшает прирост нефтеотдачи от применения способа. При закачке рабочей жидкости до повышения устьевого давления до значения менее 0,2·Р эффективность последующей закачки кислоты отсутствует ввиду отсутствия перераспределения давлений.

Далее закачивают под устьевым давлением (0,2-0,4)·Р раствор 1-10%-ного ПАВ в рабочей жидкости. Общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 0,5-5,0 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.

Согласно проведенным научно-исследовательским работам, при закачке таких ПАВ, как, например, «Сульфен-35», наблюдалось кратное увеличение проницаемости модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью при использовании 1-10% водного раствора композиционного ПАВ. «Сульфен-35» позволяет увеличить проницаемость пласта, разрушить водо-нефтяные эмульсии и очистить поровое пространство пласта от нефтяной пленки и асфальто-смолистых отложений. При концентрации ПАВ в растворе менее 1% практически не было получено дополнительного прироста добычи нефти, тогда как при более 10% - не привело к дальнейшему повышению эффективности способа. При закачке раствора ПАВ под устьевым давлением менее 0,2·Р проникновение раствора в пласт незначительное, тогда как при более 0,4·Р приводит к раскрытию естественных или образованию новых трещин в пласте. При общем объеме закачанного раствора ПАВ из расчета менее 0,5 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, прироста добычи нефти практически не наблюдается, тогда как при более 5,0 м³ – проведение мероприятия экономически не эффективно ввиду отсутствия дальнейшего повышения эффективности способа.

После этого вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р. Проводят технологическую выдержку не более 48 ч, в течение которых анализируют падение устьевого давления и, при его падении, докачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р.

Согласно расчетам, при закачке рабочей жидкости и повышении устьевого давления до значения более, чем 0,4·Р, возникает риск гидравлического разрыва пласта, что снижает прирост добычи нефти. Технологическая выдержка после закачки рабочей жидкости необходима для перераспределения давлений. При продолжительности технологической выдержки более 48 ч. дальнейшего необходимого перераспределения давления не происходит. Докачка рабочей жидкости до повышения устьевого давления до 0,4·Р необходима для восстановления давления в пласте, т.к. при его снижении последующая закачка кислоты не приводит к равномерному охвату пласта воздействием.

Второй этап имеет целью воздействие на скелет породы. Для этого проводят закачку комплексного кислотного состава (на основе соляной или других кислот) с добавлением ПАВ (например, «Сульфен-35»), воды (например, сточная вода), замедлителей реакции кислоты с породой (например, ТХП-1), стабилизаторов глин (например, хлорида калия), реагентов для создания самоотклоняющихся кислотных составов (например, технологии VDA или OilSeeker) и/или кислотных эмульсий (в качестве добавок могут использоваться, например, растворитель ИТПС-010К и эмульгатор ИТПС-804Э). Состав и концентрацию добавок определяют лабораторными исследованиями в зависимости от фильтрационных свойств пласта. Замедлитель кислот ТХП-1 предназначен для получения ингибированной соляной кислоты пролонгированного действия по отношению к карбонатным породам. Концентрацию чистой кислоты в комплексном кислотном составе задают на уровне 12-20%. Закачку ведут при устьевом давлении не более 0,45·Р. Объем V_к закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 1-7 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.

Согласно исследованиям, при концентрации кислоты менее 12% реакция кислоты с большинством карбонатных пород минимальна, а при более 20% повышается опасность негативного воздействия на оборудование скважины. Закачка комплексного кислотного состава под устьевым давлением более 0,45·Р приводит к раскрытию естественных или образованию новых трещин в пласте и закачке всего объема кислоты в данные трещины. Закачка комплексного кислотного состава в объеме из расчета менее 1 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта приводит к низкому охвату пласта воздействием, а при более 7 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта – не имеет смысла, т.к. дальнейшего прироста нефтеотдачи не наблюдается.

Далее комплексный кислотный состав продавливают рабочей жидкостью объемом (0,2-1,0)·V_к под устьевым давлением не более 0,45·Р. Проводят технологическую выдержку не более 24 ч. Осваивают скважину свабированием, либо с применением глубинно-насосного оборудования. Пускают скважину в эксплуатацию.

Согласно исследованиям, продавка комплексного кислотного состава рабочей жидкостью в объеме менее 0,2·V_к не приводит к глубокому проникновению комплексного кислотного состава в пласт, а в объеме более V_к – приводит к прорыву рабочей жидкости и снижению эффективности продавки. При продавке комплексного кислотного состава рабочей жидкостью под устьевым давлением более 0,45·Р раскрываются естественные или образуются новые трещины, что снижает нефтеотдачу.

Операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 2-4 года. Согласно расчетам, повтор операций по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с периодичностью чаще 2 лет не имеет смысла, т.к. для большинства коллекторов эффект от операций не успевает прекратиться, а при более 4 лет – темпы отбора нефти достаточно сильно снижаются, что приводит к уменьшению нефтеотдачи пласта.

Эксплуатацию ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов нефти в зоне дренирования скважины.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Нефтенасыщенный карбонатный слоистый пласт залежи месторождения имеет общую толщину 23 м, эффективную нефтенасыщенную толщину – 12 м и вскрыт вертикальными добывающими скважинами. Кровля пласта залегает на глубине 810 м, начальное пластовое давление P=8,5 МПа, средняя проницаемость коллектора – 40 мД, вязкость нефти – 50 мПа·с. Общая минерализация пластовой воды составляет 220 г/л. На данной залежи подбирают скважину, эксплуатирующую указанный карбонатный нефтенасыщенный пласт с текущим пластовым давлением 0,6·8,5=5,1 МПа.

В данной скважине извлекают глубинно-насосное оборудование. Операции проводят в два основных последовательных этапа.

I этап – восстановление пластового давления. В скважину закачивают с расходом 2 м³/час рабочую жидкость. В качестве рабочей жидкости используют воду с общей минерализацией 0,8·220=176 г/л. Закачку ведут до повышения устьевого давления до значения 0,2·8,5=1,7 МПа. Далее закачивают под устьевым давлением 0,2·8,5=1,7 МПа раствор 1%-ного ПАВ «Сульфен-35» в рабочей жидкости. Общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 0,5 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, т.е. закачивают в объеме 0,5·12=6 м³. После этого вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·8,5=3,4 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 48 ч. В этот период анализируют падение устьевого давления. В результате технологической выдержки устьевое давление снизилось до 2,2 МПа. Докачивают рабочую воду до восстановления устьевого давления до 0,4·8,5=3,4 МПа.

II этап – воздействие на скелет породы. Проводят закачку комплексного кислотного состава. В результате керновых лабораторных исследований установили оптимальный состав комплексного кислотного состава со следующими концентрациями компонентов, масс.:

- соляная кислота – 12%;

- ПАВ «Сульфен-35» - 3%;

- замедлитель реакции кислоты с породой ТХП-1 – 5%;

- стабилизатор глин хлорид калия – 1%;

- добавки для создания самоотклоняющегося кислотного состава ФЛАКСОКОР 210 – 2%;

- добавки для создания кислотной эмульсии, растворитель ИТПС-010К – 10%, эмульгатор ИТПС-804Э – 4%;

- пластовая вода с общей минерализацией 220 г/л – 63%.

Закачку ведут при устьевом давлении 0,45·8,5=3,8 МПа. Объем V_к закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 1 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, т.е. закачивают в объеме V_к=1·12=12 м³.

Далее комплексный кислотный состав продавливают рабочей жидкостью объемом 0,2·V_к=0,2·12=2,4 м³ под устьевым давлением 0,45·8,5=3,8 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 24 ч. Осваивают скважину свабированием. Операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 2 года.

Эксплуатацию ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов в зоне дренирования скважины.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласт представлен иными фильтрационными характеристиками. В данной скважине операции проводят также в два последовательных этапа, но без извлечения глубинно-насосного оборудования.

I этап. В скважину закачивают с расходом 10 м³/час рабочую жидкость. В качестве рабочей жидкости используют воду с общей минерализацией 1,2·220=264 г/л. Закачку ведут до повышения устьевого давления до значения 0,2·8,5=1,7 МПа. Далее закачивают под устьевым давлением 0,4·8,5=3,4 МПа раствор 10%-ного ПАВ «Сульфен-35» в рабочей жидкости. Общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 5 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, т.е. закачивают в объеме 5·12=60 м³. После этого вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·8,5=3,4 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 48 ч. В этот период анализируют падение устьевого давления. В результате технологической выдержки устьевое давление при значении 3,4 МПа не снизилось.

II этап. Проводят закачку комплексного кислотного состава, аналогично примеру 1, но используют 20%-ную соляную кислоту. Соответственно массовая доля воды в комплексном кислотном составе – 55%. Закачку комплексного кислотного состава ведут при устьевом давлении 0,45·8,5=3,8 МПа. Объем V_к закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 7 м³ на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, т.е. закачивают в объеме V_к=7·12=84 м³. Далее комплексный кислотный состав продавливают рабочей жидкостью объемом 1,0·V_к=1·84=84 м³ под устьевым давлением 0,45·8,5=3,8 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 24 ч. Осваивают скважину с применением глубинно-насосного оборудования. Операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 4 года.

В результате эксплуатации скважины, которое ограничили достижением обводненности скважины до 98%, было добыто 23,8 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) участка дренирования пласта данной скважиной составил 0,367 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 18,3 тыс.т нефти, КИН составил 0,282 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,085 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения пласта за счет восстановления пластового давления, воздействия на скелет породы закачиваемыми композициями и повышения проницаемости пласта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.