Способ разработки нефтяной залежи с ее гидрофобизацией

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых зональной и слоистой неоднородностью залежи. Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи залежи за счет возможности обеспечения практически поршневого вытеснения нефти, при минимальных энергетических затратах, за счет предварительного раскрытия сомкнутых естественных вертикальных трещин залежи перед ее обработкой. Сущность изобретения: по способу в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, нагнетают рабочий агент и отбирают нефть через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами. При этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного, в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности. При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания, увеличением расхода нагнетаемого агента, до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта. После этого давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления и закачивают в нагнетательную скважину оторочку гидрофобизирующей композиции с последующей ее продавкой в пласт. Затем нагнетательную скважину закрывают и выдерживают ее. При этом в добывающую скважину тоже закачивают и продавливают в пласт оторочку гидрофобизирующей композиции, но в большем количестве, чем в нагнетательную скважину. В последующем добывающую скважину тоже закрывают и выдерживают на обработку залежи. Затем при новых условиях фильтрации осуществляют пробное нагнетание рабочего агента с контролем приемистости продуктивного пласта и его охвата в зависимости от давления нагнетания. Если эффективной приемистости достигают при давлении нагнетания, меньшем ранее отмеченного эффективного давления на 15-20%, то переходят к основному нагнетанию рабочего агента при сниженном давлении и промышленному отбору нефти через добывающую скважину. 11 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых зональной и слоистой неоднородностью залежи.

При разработке таких залежей происходит, как правило, опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта с образованием застойных зон в средне- и низкопроницаемых прослоях. Вероятность образования таких застойных зон тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами по площади залежи, выше разница в проницаемости слагающих залежь пластов, меньше песчанистость залежи, а также эффективная мощность низкопроницаемых прослоев.

На залежи с такими продуктивными пластами необходимо активно применять методы воздействия на призабойную зону пластов с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и интенсификации процесса выработки (извлечения) нефти из низкопроницаемых прослоев.

Особенно впечатляет тот факт, что среднестатистическая величина подвижной нефти в продуктивном пласте, которая может фильтроваться, а следовательно, и может быть извлечена, составляет не менее 70%. Однако реальный коэффициент нефтеотдачи пласта не превышает в настоящее время 35%.

Повышение коэффициента нефтеотдачи является одной из главных задач нефтяной промышленности.

Одной из проблем, препятствующей этому, является недоучет сложнейших, всегда нетипичных геологических условий, определяющих сложную природу гидродинамических явлений, свойственных разработке нефтяной залежи, неоднородность пластов которой в каждых конкретных случаях имеет разную природу, а также и недостаточно оптимальное использование арсенала технических средств и технологических мероприятий.

Известен способ разработки нефтяной залежи, характеризующийся закачкой в нагнетательную скважину водного раствора полимера и вытесняющего агента (1).

По этому способу предполагается, что закачиваемый в пласт водный раствор полимера поступает в наиболее гидропроводные пласты нефтяной залежи и закупоривает их, а вытесняющий агент, например вода, вытесняет нефть из необводненных участков пласта.

Недостатком способа является то, что он дает только однократный эффект. К тому же при большой степени неоднородности нефтяной залежи не обеспечивается полный охват залежи воздействием.

Известен способ разработки нефтяной залежи с ее гидрофобизацией, характеризующийся тем, что осуществляют нагнетание через нагнетательную скважину рабочего агента и отбор нефти через добывающую скважину, гидродинамически связанную с нагнетательной скважиной, при этом осуществляют гидрофобизацию призабойной зоны скважин (2).

Недостатком известного способа является его невысокая эффективность, обусловленная тем, что гидрофобизацию осуществляют не в оптимальных условиях, без учета охвата продуктивного пласта рабочим (вытесняющим) агентом. Отсюда расход материалов может быть большим, а результат - незначительным. К тому же по известному способу вытеснение нефти происходит с неполным охватом пласта по мощности, зачастую при очень больших давлениях нагнетания. При этом вытесняемая нефть достаточно быстро обводняется.

Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи залежи за счет возможности обеспечения практически поршневого вытеснения нефти, при минимальных энергетических затратах, за счет предварительного раскрытия сомкнутых естественных вертикальных трещин залежи перед ее обработкой.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способ разработки нефтяной залежи с ее гидрофобизацией согласно изобретению в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, нагнетают рабочий агент и отбирают нефть через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами, при этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного, в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности и, при достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания увеличением расхода нагнетаемого агента, до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта, после чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления и закачивают в нагнетательную скважину оторочку гидрофобизирующей композиции с последующей ее продавкой в пласт, после чего нагнетательную скважину закрывают и выдерживают ее, при этом в добывающую скважину тоже закачивают и продавливают в пласт оторочку гидрофобизирующей композиции, но в большем количестве, чем в нагнетательную скважину, с последующим закрытием и выдержкой добывающей скважины, затем при новых условиях фильтрации осуществляют пробное нагнетание рабочего агента с контролем приемистости продуктивного пласта и его охвата в зависимости от давления нагнетания и, если эффективной приемистости достигают при давлении нагнетания, меньшем ранее отмеченного эффективного давления на 15-20%, то переходят к основному нагнетанию рабочего агента при сниженном давлении и промышленному отбору нефти через добывающую скважину.

Кроме того: закачку гидрофобизирующей композиции в добывающую скважину осуществляют при обводненности нефти в этой скважине не более 70%; перед закачкой гидрофобизирующей композиции в нагнетательную и/или добывающую скважины закачивают водоудаляющую композицию; гидрофобизирующую композицию продавливают в нагнетательной и/или добывающей скважинах безводной дегазированной нефтью; при разработке залежи с глино-карбонатсодержащими пластами перед гидрофобизирующей композицией закачивают кислотный состав; в качестве гидрофобизирующей композиции применяют водный раствор поверхностно-активного вещества "ДОН-52", или "Флон-52", или "Флон-30" в количестве 1,0-8,0 мас.%; в качестве водоудаляющей композиции применяют метанол, или ацетон, или полигликоль; гидрофобизирующую композицию закачивают в нагнетательную скважину в количестве 0,5-3 м³/м продуктивного пласта; гидрофобизирующую композицию закачивают в добывающую скважину в количестве 3,5-5 м³/м продуктивного пласта; если при пробной закачке рабочего агента при сниженном давления закачки не получают эффективной приемистости нагнетательной скважины, то закачку в нее гидрофобизирующей композиции повторяют;
в качестве рабочего агента используют воду, пресную и/или минерализованную;
выдержку нагнетательной и добывающей скважин, после их закрытия, осуществляют в течение 8-24 час.

Сущность предложенного изобретения заключается в том, что способ предусматривает оптимальный режим нагнетания рабочего агента через нагнетательную скважину, при котором используют всю мощность продуктивного пласта для вытеснения из него нефти, т.е. создают практически поршневой режим вытеснения нефти при давлении нагнетания меньшем, чем без применения гидрофобизирующей композиции, т.е. обычном заводнении.

Такой режим может быть обеспечен при массированном нагнетании рабочего агента через нагнетательную скважину, что сопровождается ростом давления на устье скважины. Это давление, а также приемистость скважины и охват пласта по мощности являются управляющими или контрольными параметрами, характеризующими состояние системы.

В связи с тем, что в реальных условиях оптимальные параметры по скважине заранее не известны, их определяют предварительными испытаниями продуктивного пласта (испытаниями нагнетательной скважины) с определением эффективных давления и приемистости (при максимальном охвате залежи по мощности, когда все ее неоднородные пласты вовлечены в работу).

Большой опыт практических работ, лабораторных исследований и сам характер проявления эффективной приемистости дают веское основание предположить, что она объясняется не только изменением проницаемости продуктивного пласта (при высоких давлениях закачки рабочего агента), но и раскрытием существующих вертикальных трещин, объединяющих все разнородные по проницаемости пропластки и обеспечивающие повышенную приемистость продуктивного пласта в целом. В этом случае залежь по всей мощности работает практически в поршневом режиме на оптимальное вытеснение нефти. Давление при этом режиме может достигать 20-40 МПа, а расход рабочего агента может достигать 1000 м³/сут и более.

Задача заключается в оптимальном использовании всего диапазона допустимых параметров по количеству, давлению нагнетаемого рабочего агента, приемистости продуктивного пласта и его охвату по мощности.

Одним из отрицательных моментов этой технологии является необходимость поддержания большого давления нагнетания. С одной стороны именно оно обеспечивает оптимальный режим вытеснения нефти. С другой стороны сама величина этого давления определяет необходимость задалживания уникальной техники и больших затрат энергии. Снижение давления нагнетания даже на доли процентов таит в себе большую экономию энергии. Настоящая же технология предполагает это снижение на десятки процентов. Природа высокого давления при вытеснении нефти объясняется тем, что нефтяные залежи в большинстве случаев представлены неоднородными по разрезу и площади пластами (полимиктовыми коллекторами) с высокой пластовой температурой, насыщенными водой. Для таких пластов (коллекторов) характерным является то, что по смачиваемости они относятся к гидрофильным породам. В период разработки данных нефтяных залежей возникают большие осложнения в результате удержания породой воды и блокирования выхода из пористой среды пласта нефти. Особенно отрицательный эффект наблюдается в призабойной зоне пласта, особенно в низкопроницаемых прослоях (проплатках) продуктивного пласта. Вода удерживается в порах пласта капиллярными силами большой величины (до нескольких десятков МПа). При разработке нефтяной залежи нефть, зачастую, не в состоянии преодолеть капиллярное давление, удерживающее воду в порах призабойной части пласта. Для преодоления этого давления и требуется большое давление нагнетания. В целях снижения давления нагнетания, при полном охвате пласта по мощности, по данной технологии предусматривают раскрытие естественных трещин пласта, причем только вертикальных и только там, где они существуют (речь не идет о создании новых трещин гидроразрыва и дополнительном снижении порового противодействия вытеснению нефти за счет изменения угла смачивания в пористой среде на границе раздела фаз). Если частицы породы обработать гидрофобизирующими веществами, то поверхность приобретает водоотталкивающие свойства. Угол смачивания меняет свой знак на противоположный, т.е капиллярное давление теперь не противодействует, а способствует вытеснению нефти. Естественные вертикальные трещины в пласте в раскрытом виде уменьшают протяженность капилляров, что способствует в полной мере использованию капиллярного давления в направлении еще большего снижения давления нагнетания при полном охвате пласта по мощности.

Способ осуществляют следующим образом.

По способу перед его осуществлением в нагнетательной скважине, по меньшей мере одной, предварительно определяют приемистость продуктивного пласта в зависимости от давления закачки.

При этом дополнительно с помощью геофизических исследований контролируют охват закачиваемым агентом продуктивного пласта по его мощности при разных величинах давления нагнетания. Строят профиль приемистости скважины, а также кривые восстановления давления.

При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания. Для этого увеличивают расход нагнетаемого агента. Давление поднимают до критического давления. Это отмечают резким увеличением приемистости продуктивного пласта.

После этого давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, например, на 5-10%, но не ниже эффективного давления. Осуществляют закачку в продуктивный пласт нагнетательной скважины (его раскрытые естественные вертикальные трещины и поры) оторочку гидрофобизирующей композиции с последующей ее продавкой в пласт. Затем нагнетательную скважину закрывают и выдерживают ее в течение 8-24 час.

В добывающую скважину тоже закачивают и продавливают в пласт оторочку гидрофобизирующей композиции того же состава, что и в нагнетательную скважину, но в большем количестве. Если в нагнетательную скважину гидрофобизирующую композицию закачивают в количестве, например, 2 м³/м эффективной мощности продуктивного пласта, то в добывающую скважину ее закачивают в количестве, например, 4 ³/м эффективной мощности продуктивного пласта. Гидрофобизирующую композицию продавливают в нагнетательной и/или добывающей скважинах безводной дегазированной нефтью. Затем скважины закрывают и выдерживают в течение 8-24 час. После этого осуществляют пробную закачку рабочего агента в нагнетательную скважину со снижением давления нагнетания от эффективного давления на 15-20%. Если при этом наблюдают эффективную приемистость при полном охвате пласта, то переходят к полнообъемному нагнетанию рабочего агента при сниженном давлении и с промышленным отбором нефти через добывающую скважину. Если при пробном нагнетании рабочего агента при сниженном давлении нагнетания не получают эффективной приемистости нагнетательной скважины, то нагнетание в нее гидрофобизирующей композиции повторяют.

Перед закачкой гидрофобизирующей композиции в нагнетательную и/или добывающую скважины может быть закачена водоудаляющая композиция.

При разработке залежи с глино-карбонатсодержащими пластами перед гидрофобизирующей композицией рекомендуется закачивать кислотный состав.

В качестве гидрофобизирующей композиции применяют водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) "ДОН-52" или "ФЛОН-52", или "ФЛОН-30" в количестве 1,0-2,0 мас.%.

Продукт ПАВ "ДОН-52" выпускают в промышленности по ТУ 38.50741-88. Он представляет собой преимущественно углеводородорастворимую соль алифатических аминов с концентратом низкомолекулярных кислот (НМК) в растворе изоприлового спирта. Продукты ПАВ "ФЛОН-52" или "ФЛОН-30" по химическому составу мало отличаются от состава продукта ПАВ "ДОН-52".

В качестве водоудаляющей композиции применяют метанол, или ацетон, или полигликоль.

В качестве рабочего агента, для закачки в нагнетательную скважину, используют воду, пресную и/или минерализованную.

Конкретный пример реализации способа.

Выбирают одну из нагнетательных скважин на залежи, где вскрыты продуктивный пласты мощностью 7,0, 2,5 и 4,0 м. Предварительно перед началом разработки в этой скважине геофизическими методами определяют приемистость продуктивных пластов в зависимости от давления закачки и с контролем охвата закачиваемым агентом продуктивных пластов залежи по мощности.

Для испытаний используют воду. При давлении нагнетания воды в пределах 12-13 МПа на устье вода поступает только в верхнюю часть залежи. Приемистость скважины очень небольшая.

При возрастании давления нагнетания до 17 МПа резко возрастает охват по мощности залежи и начинает принимать воду верхний пласт 2,5 м.

Повышение давления нагнетания до 20 МПа приводит к подключению нижнего пласта 4 м.

При давлении нагнетания 22 МПа мощность пласта, принимающая воду, составляет уже 97% от всей вскрытой мощности. С ростом давления нагнетания общая и удельная приемистость каждого пласта залежи увеличивается, причем приемистость возрастает за счет изменения как коллекторских свойств, так и мощности, принимающей воду. При этом мощность залежи, принимающая воду, увеличивается за счет раскрытия естественных вертикальных трещин, которые и объединяют всю продуктивную залежь в единую гидродинамическую систему.

При давлении 23 МПа вся залежь становится принимающей. Приемистость при этом составляет 600 м³/сут. Давление 23 МПа и приемистость 600 м³/сут принимают как эффективные.

При дальнейшем повышении давления до 30 МПа приемистость скважины резко возрастает до 800 м³/сут. При этом, одновременно, мощность залежи, принимающая воду, сокращается.

Это свидетельствует о том, что при давлении 30 МПа раскрываются горизонтальные трещины. Небольшое сокращение принимающей мощности залежи свидетельствует о том, что пока еще не произошел полномасштабный гидроразрыв. Но давление 30 МПа уже можно считать критическим.

После этого давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, например, на 5-10%, но не ниже эффективного давления. Осуществляют нагнетание в нагнетательную скважину (его раскрытые естественные вертикальные трещины и поры) оторочку гидрофобизирующей композиции с последующей ее продавкой в пласт. Затем нагнетательную скважину закрывают и выдерживают ее в течение 8-24 час. В добывающую скважину тоже закачивают и продавливают в пласт оторочку гидрофобизирующей композиции на углеводородной основе, но в большем количестве, чем в нагнетательную скважину. Если в нагнетательную скважину гидрофобизирующую композицию закачивают в количестве 2 м³/м эффективной мощности продуктивного пласта, т.е. 27 м³, то в добывающую скважину ее закачивают в количестве 4 м³/м эффективной мощности продуктивного пласта, т. е. 54 м³. В состав гидрофобизирующей композиции входит ПАВ "ДОН-52" в количестве 1,5 мас. %. Гидрофобизирующую композицию продавливают в нагнетательной и/или добывающей скважинах безводной дегазированной нефтью. Затем скважины закрывают и выдерживают в течение 8-24 час. После этого осуществляют пробное нагнетание рабочего агента в нагнетательную скважину со снижением давления нагнетания до 19 МПа. При этом наблюдают эффективную приемистость при полном охвате пласта. Поэтому переходят к полнообъемному нагнетанию рабочего агента в нагнетательную скважину при давлении 19 МПа и с промышленным отбором нефти через добывающую скважину.

Источники информации
1. Бурдынь Т.А. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении, Москва, Недра, 1983, стр.47-49.

2. Патент РФ 2090742, кл. E 21 B 43/20, 20.09.1997.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи с ее гидрофобизацией, характеризующийся тем, что в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, нагнетают рабочий агент и отбирают нефть через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами, при этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного, в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности и, при достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания, увеличением расхода нагнетаемого агента, до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта, после чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления и закачивают в нагнетательную скважину оторочку гидрофобизирующей композиции с последующей ее продавкой в пласт, после чего нагнетательную скважину закрывают и выдерживают ее, при этом в добывающую скважину тоже закачивают и продавливают в пласт оторочку гидрофобизирующей композиции, но в большем количестве, чем в нагнетательную скважину, с последующим закрытием и выдержкой добывающей скважины, затем при новых условиях фильтрации осуществляют пробное нагнетание рабочего агента с контролем приемистости продуктивного пласта и его охвата в зависимости от давления нагнетания и, если эффективной приемистости достигают при давлении нагнетания, меньшем ранее отмеченного эффективного давления на 15-20%, то переходят к основному нагнетанию рабочего агента при сниженном давлении и промышленному отбору нефти через добывающую скважину.

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что закачку гидрофобизирующей композиции в добывающую скважину осуществляют при обводненности нефти в этой скважине не более 70%.

3. Способ по п.1 или 2, характеризующийся тем, что перед закачкой гидрофобизирующей композиции в нагнетательную и/или добывающую скважины закачивают водоудаляющую композицию.

4. Способ по одному из пп.1-3, характеризующийся тем, что гидрофобизирующую композицию продавливают в нагнетательной и/или добывающей скважинах безводной дегазированной нефтью.

5. Способ по одному из пп.1-4, характеризующийся тем, что при разработке залежи с глино-карбонатсодержащими пластами перед гидрофобизирующей композицией закачивают кислотный состав.

6. Способ по одному из пп.1-5, характеризующийся тем, что в качестве гидрофобизирующей композиции применяют водный раствор поверхностно-активного вещества "ДОН-52", или "Флон-52", или "Флон-30" в количестве 1,0-8,0 мас.%.

7. Способ по п.3, характеризующийся тем, что в качестве водоудаляющей композиции применяют метанол, или ацетон, или полигликоль.

8. Способ по одному из пп.1-7, характеризующийся тем, что гидрофобизирующую композицию закачивают в нагнетательную скважину в количестве 0,5-3 м³/м продуктивного пласта.

9. Способ по одному из пп.1-8, характеризующийся тем, что гидрофобизирующую композицию закачивают в добывающую скважину в количестве 3,5-5 м³/м продуктивного пласта.

10. Способ по одному из пп.1-9, характеризующийся тем, что если при пробной закачке рабочего агента при сниженном давлении закачки не получают эффективной приемистости нагнетательной скважины, то закачку в нее гидрофобизирующей композиции повторяют при повышении давления.

11. Способ по одному из пп.1-10, характеризующийся тем, что в качестве рабочего агента используют воду, пресную и/или минерализованную.

12. Способ по одному из пп.1-11, характеризующийся тем, что выдержку нагнетательной и добывающей скважин, после их закрытия, осуществляют в течение 8-24 ч.