Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинно-кавернозного типа

 

Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинно-кавернозного типа включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие пласта в добывающих скважинах осуществляют в подошвенной его части, а в нагнетательных скважинах в кровельной части, добычу нефти производят с одновременным контролем пластового давления до снижения пластового давления до величины 5-6 МПа с последующей циклической закачкой кислотного раствора с увеличивающейся концентрацией. 3 ил., 1 табл.

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяного месторождения и может найти применение при разработке карбонатных пластов трещинно-кавернозного типа тепловыми методами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие пластов, массовые кислотные обработки скважин и заводнение пластов (см. В.Д.Викторин "Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей", М, "Недра", 1988, с.138.

Недостатком этого способа является то, что в условиях трещинноватых коллекторов закачиваемые флюиды фильтруются только по высокопроводящим каналам пласта.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому по технической сущности является способ, описанный в книге Р.Х. Муслимов, Р.Г.Абдулмазитов "Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии", Казань, Татарское книжное изд-во, 1989, с.129.

Согласно этому способу месторождение: разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных скважин и их вводят в эксплуатацию; закачивают в нагнетательные скважины рабочий агент, в количестве которого используют оторочки растворов кислоты с последующей закачкой вытесняющей жидкости. В процессе эксплуатации месторождения по этому способу закачку оторочек кислоты ведут при определенных давлениях и с увеличивающейся концентрацией.

Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях трещинно-кавернозного коллектора из-за различия плотностей нефти и воды происходит защемление нефти в верхней части каверн. Вытеснения нефти происходит по трещинам и подошвенной части каверн, а остальная часть каверн остается не охваченной воздействием.

Целью предлагаемого способа является повышение охвата воздействием коллекторов.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие коллектора, добычу нефти при определенных значениях пластового давления, циклическую закачку кислотного раствора с увеличивающейся концентрацией.

Новым является следующее.

1. Вскрытие коллектора в добывающих скважинах осуществляют в подошвенной, а в нагнетательных в кровельной части пласта, причем между циклами закачки раствора кислоты закачивают вытесняющий агент, а до закачки кислоты снижают пластовое давление, соответствующее выделению свободного газа в результате реакции кислоты с породой, при этом последующую разработку пласта ведут при пластовом давлении, соответствующем выделению свободного газа.

2. Способ, как изложено в п. 1, между добывающими и нагнетательными скважинами пропускают силовые токи высокой частоты (СВЧ).

3. Способ, как заявлено в п.1, до закачки раствора кислоты в нагнетательные скважины нагнетают суспензию металлического материала (например, магния).

4. Способ, как описано в п.1, вблизи добывающих скважин осуществляют вибрационное воздействие.

5. Способ, как изложено в п.1, в качестве вытесняющего агента в пласт закачивают оторочки кислоты и щелочей с добавлением поверхностно-активных веществ и газа с последующей закачкой воды.

6. Способ, как заявлено в п.1, кислотный раствор загущают водными растворами производных эфира целлюлозы или полимеров.

7. Способ, как описано в п.1, при прорывах газа и вытесняющего агента в добывающую скважину ее останавливают и по мере поступления нефти периодически вводят в эксплуатацию.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками заявляемого способа, т. е. о соответствии предлагаемого технического решения критерию "Существенные отличия" изобретения.

На рис. 1 представлен профиль карбонатного коллектора трещинно-кавернозного типа, пробуренный добывающими и нагнетательными скважинами, процесс отбора нефти из указанных скважин.

На рис. 2 то же, что и на рис. 1. Процесс закачки кислотного раствора с малой концентрацией в нагнетательную скважину 1 и отбор продукции через добывающие скважины 2 и 3.

На рис. 3 то же, что на рис. 2. Процесс закачки кислотного раствора с большей концентрацией.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение, представленное карбонатным коллектором трещинно-кавернозного типа разбуривают сеткой скважин 1, 2, 3, осуществляют его обустройство и скважины вводят в эксплуатацию.

В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов, производят замеры дебитов скважин. Определяют пластовую температуру и давление. При этом в добывающих скважинах перфорацией вскрывают подошвенную часть пласта, а в нагнетательной кровельную часть карбонатного пласта (см. рис. 1).

По мере отбора продукции пластовое давление снижается до величины, соответствующей выделению свободного газа в результате реакции кислоты с породой и с сохранением депрессии на пласт путем снижения забойного давления в добывающих скважинах. После чего скв. N 1 вводят под закачку кислотного раствора и воды (см. рис. 2). Так как залежь нефти находится в карбонатных коллекторах, то в качестве реагента выбирается соляная кислота.

Реакции взаимодействия соляной кислоты с основными разностями карбонатного коллектора следующие Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами CaCl₂, MgCl₂ растворимы в воде, выделяется газ CO₂, который находится в газообразном состоянии при определенных значениях пластового давления и температуры.

Необходимое количество соляной кислоты раcсчитывается с учетом концентрации используемой кислоты и объема необходимой газовой оторочки.

При эксплуатации залежи пластовое давление в ней поддерживают такой величины, при котором CO₂ находится в газообразном состоянии.

Для определения этих значений проводят исследования по определению фазового состояния двуокиси углерода в зависимости от давления и температуры, т. е. для пластовых условий.

После закачки инъекций соляной кислоты расчетного объема закачивают воду компенсируя отбор продукции из добывающих скважин.

В результате реакции соляной кислоты с породой выделившийся газ под действием гравитационных сил занимает кровельную часть каверн и пласта, вытесняя нефть в подошвенную часть. Закачка воды вслед за кислотным раствором вытесняет нефть из подошвенной части каверн и пласта к добывающим скважинам. Соли, выделившиеся в результате реакции, растворяются в воде и не закупоривают поры и каверны.

После закачки инъекции соляной кислоты и воды приступают к закачке следующей порции соляной кислоты с большей концентрацией и, соответственно, с большим удельным весом.

Кислотный раствор с большим удельным весом под действием гравитационных сил "скатывается" на неохваченную часть карбонатного коллектора при предыдущем цикле закачки затем производится закачка воды и вытеснение нефти к добывающим скважинам.

Последовательная закачка кислотного раствора и воды с увеличением концентрации кислотного раствора от цикла к циклу позволяет охватить вытесняющим агентом карбонатный коллектор по всему разрезу скважин. При закачке инъекции используют растворы соляной кислоты 10-25% концентрации. Удельный вес растворов такой концентрации изменяется от 1050 до 1120 кг/м³. При взаимодействии 1 тонны соляной кислоты с концентрацией 10-25% с карбонатами породы выделяется 61-153 кг двуокиси углерода, тепло и улучшается проницаемость и пористость породы. Углекислота понижает вязкость и поверхностное натяжение нефти, что является дополнительными и благоприятными факторами по вытеснению нефти из пластов.

Газообразование в пласте при взаимодействии кислоты с породой без понижения пластового давления возможно и при повышении температуры. Для этого, например, между добывающими и нагнетательными скважинами пропускают силовые токи высокой частоты. Как известно, прохождение тока через проводник (флюиды, порода) приводит к выделению тепла, выделившееся тепло существенно снижает вязкость нефти, растворяет выпавший парафин и смолы в пласте, повышает температуру пласта.

Возможен вариант повышения пластовой температуры путем закачки в пласт суспензии магния. При взаимодействии кислотного раствора с магнием выделяется тепло. При температуре пласта выше 31^oС двуокись углерода находится в газообразном состоянии при любом давлении. Наиболее активное вытеснение нефти из кровельной части пласта и каверн происходит вблизи нагнетательных скважин, подверженных воздействию реагентами.

Для выравнивания вытеснения из всего нефтенасыщенного объема месторождения вибрационным воздействием на пласт платформенными установками в районе добывающих скважин улучшают фильтрационную характеристику пласта.2 Закачка инъекций кислотного раствора с увеличивающейся концентрацией позволяет охватить вытеснением весь разрез продуктивной толщи. Для увеличения охвата кислотным воздействием более удаленных зон пласта в нагнетательные скважины до закачки воды закачивают оторочки кислоты и щелочей с добавлением поверхностно-активных веществ и газа. При последовательной закачке кислотных и щелочных растворов, за счет химической реакции дополнительно образуется пенный барьер из углекислоты, которая существенно снижает вязкость нефти, поверхностное ее натяжение. Далее газовая среда значительно тормозит реакции кислоты с породой, позволяет охватить кислотным воздействием более удаленные зоны пласта.

Регулировать скорость реакции кислоты с породой возможно загущением ее водными растворами производных эфира целлюлозы или полимеров. При загущении растворов полимерными системами происходит выравнивание фронта вытеснения и охват пласта воздействием возрастает.

Для эффективного использования энергии в пласте при прорывах газа и вытесняющего агента в добывающие скважины из них временно приостанавливают отбор продукции. Временные простои обводненных скважин создают благоприятные условия для проявления капиллярных, гравитационных сил.

Пример конкретного выполнения.

Участок залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинно-кавернозного типа (см. рис. 1), разбурен тремя скважинами: одной нагнетательной и двумя добывающими. Расстояние между скважинами составляет 400 метров. Бурением скважины вскрыли карбонатный пласт на глубине 1200 м с нефтенасыщенной толщиной 15 метров. Поровый объем участка составляет 1695 тыс.м³. Балансовые запасы, подсчитанные объемным методом, составляют 1025 тыс.т. По данным исследования керна доля каверн в общем поровом объеме составляет 17,7% или 300 тыс.м³. Балансовые запасы в кавернах составляют 254 тыс. т. (см. таблицу). Пластовая температура равна 25^oС. В добывающих скважинах после их крепления вскрыли подошвенную часть коллектора, а в нагнетательной - кровельную и ввели в эксплуатацию под отбор продукции.

Проведенными исследованиями установлено, что при пластовой температуре 25^oС углекислый газ находится в газообразном состоянии при давлении 6 МПа и менее. Поэтому из скважин участка произвели отбор продукции до снижения пластового давления до 5-6 МПа. Затем скважину N 1 обустроили под закачку воды и кислотного раствора.

Проведенными расчетами установили, что при заводнении вытеснением охватывается в среднем половина объема каверн (150 тыс.м³), остальные 150 тыс. м³ за счет гравитационного разделения фаз не охватываются вытеснением. Для вытеснения нефти из каверн с созданием газовой оторочки необходимо в пласты закачать 7,5 тыс. кислотного раствора со средней концентрацией 17% С учетом времени подхода фронта закачиваемого агента к добывающим скважинам и достижения полного охвата воздействием карбонатного коллектора, весь объем кислотного раствора закачивали в пять циклов по 1,5 тыс.т с интервалом по времени 9 месяцев. Закачку кислотного раствора производили 10; 12; 15; 20 и 25% концентрации. При этом в пластовых условиях выделилось соответственно 18; 22; 27; 36 и 47 тыс.м³ углекислого газа, что за весь срок эксплуатации составило 150 тыс.м³. Закачку воды в скв. N 1 в объеме 100% от отбора жидкости в пластовых условиях производили после каждого цикла закачки кислотного раствора, что позволило поддерживать пластовое давление на уровне 5-6 МПа.

Как показали исследования, последовательная закачка растворов соляной кислоты с переменной концентрацией при пластовом давлении 5-6 МПа позволило повысить коэффициент нефтеизвлечения. Коэффициент нефтеизвлечения составил 37% что на 12% больше, чем по известной технологии (см. таблицу). Дополнительная добыча нефти за весь период эксплуатации участка составит 127 тыс.т.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинно-кавернозного типа, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие пласта, добычу нефти с одновременным контролем пластового давления и циклическую закачку кислотного раствора с увеличивающейся концентрацией, отличающийся тем, что вскрытие пласта в добывающих скважинах осуществляют в подошвенной его части, а в нагнетательных скважинах в кровельной части, при этом до закачки кислотного раствора в пласт добычу нефти производят до снижения пластового давления до величины 5-6 МПа.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4