Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мелкозалегающей залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами за счет селективной изоляции водонасыщенной зоны путем защиты продуктивной зоны пласта от проникновения водоизолирующего состава предварительной закачкой инвертной эмульсии, сохранение коллекторских свойств пласта и снижение материальных затрат. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента, определение расположения водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине, закачку водоизолирующего состава в водонасыщенную зону, последующую технологическую выдержку и отбор продукции из добывающей скважины. Перед закачкой водоизолирующего состава в продуктивную зону добывающей скважины закачивают инвертную эмульсию в объеме 0,2-0,5 м³, продавливают инвертную эмульсию в пласт пресной водой, а закачку водоизолирующего состава осуществляют при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мелкозалегающей залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами.

Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU № 2578134, МПК Е21В 43/20, 43/12, 43/32, опубл. 20.03.2016, бюл. № 8), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%. После чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки высоковязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU № 2690586, МПК Е21В 43/24, 7/04, 33/138, опубл. 04.06.2019, бюл. № 16), строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения расположения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, приготовление изолирующего состава, перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 м от съемного пакера. Закачку водоизолирующего состава производят по насосно-компрессорным трубам при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. После технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с насосно-компрессорными трубами, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины. После этого в добывающей скважине размещают спускаемый на насосно-компрессорных трубах насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.

Недостатками известного способа являются:

- сложность выполнения способа, связанная с необходимостью спуска и установки в скважине глухого и съемного пакеров, извлечение съемного пакера и разбуривание глухого пакера вместе с водоизолирующим составом;

- разбуривание водоизолирующего состава приводит к частичному выносу водоизолирующего состава и отложению на элементах насоса, в результате снижается производительность насоса и как следствие снижается нефтеизвлечение.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU № 2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.07.2014, бюл. № 19), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.

Недостатками известного способа являются:

- способ не предусматривает вариант расположения водонасыщенных зон в начальной части горизонтального ствола примыкающей к началу фильтра – зона «пятки», или же в центральной зоне горизонтального ствола, при условии отсутствия водонасыщенных зон в забойной части горизонтального ствола – зоне «носка»;

- узкая область применения, водоизолирующий состав образуется непосредственно в стволе скважины, не обладает избирательностью и может проникать в продуктивную часть пласта, нет контроля за давлением закачки.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами за счет селективной изоляции водонасыщенной зоны путем защиты продуктивной зоны пласта от проникновения водоизолирующего состава, сохранение коллекторских свойств пласта и снижение материальных затрат.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента, определение расположения водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине, закачку водоизолирующего состава в водонасыщенную зону, последующую технологическую выдержку и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что перед закачкой водоизолирующего состава в продуктивную зону добывающей скважины закачивают инвертную эмульсию в объеме 0,2-0,5 м³, продавливают инвертную эмульсию в пласт пресной водой, а закачку водоизолирующего состава осуществляют при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами осуществляют следующим образом.

Одним из существенных факторов, осложняющих разработку мелкозалегающей залежи сверхвязкой нефти, является наличие вскрытых добывающей скважиной переходных водонасыщенных зон пласта. По способу разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами осуществляют строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента и прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента. Определяют расположение водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, в средней части ствола или расположенных ближе к «пятке» скважины, перед закачкой водоизолирующего состава в продуктивную зону добывающей скважины закачивают инвертную эмульсию в объеме 0,2 м³ – 0,5 м³. Инвертная эмульсия представляет собой эмульсию, полученную перемешиванием эмульгатора (содержащего оксиэтилированный алкилфенол АФ₉-6 и олеиновую кислоту в соотношении 2:1 в суммарной концентрации 15-39 % и бензолсодержащую фракцию - остальное) и водного раствора (в качестве водного раствора используют минерализованную воду) в определенных пропорциях по патенту RU № 2660967, МПК Е21В 43/22, C09K 8/92, опубл. 11.07.2018, бюл. № 20.

Инвертную эмульсию продавливают в поровое пространство продуктивного пласта пресной водой, что обеспечивает временное блокирование нефтенасыщенной зоны добывающей скважины от проникновения водоизолирующего состава.

Инвертная эмульсия представляет собой эмульсию обратного типа, так называемый «жидкий пакер», временно блокирующий нефтенасыщенную зону добывающей скважины и саморазрушающийся при изменении внешних факторов (температуры, концентрации). Инвертная эмульсия или «жидкий» пакер с регулируемым «временем жизни», обладает высокими структурно-реологическими свойствами, обеспечивающими надежную временную изоляцию участка горизонтального ствола, который без существенного влияния на коллекторские свойства пласта временно блокирует нефтенасыщенные зоны, выполняя функции «защитника» коллектора, от закачиваемого следом водоизолирующего состава и позволяет установить водоизолирующую «пробку» в ранее определенном интервале. После закачки и продавки инвертной эмульсии в водонасыщенную зону закачивают водоизолирующий состав.

В качестве водоизолирующего состава применяют гелеобразующие составы – дисперсии в воде полиакриламида, оксида цинка и ацетата хрома или дисперсии в воде полиакриламида, гуара, оксида магния и ацетата хрома по патенту RU № 2382185, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010, бюл. № 5 или патенту RU № 2706149, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 14.11.2019, бюл. № 32).

Водоизолирующий состав закачивают непосредственно в водонасыщенную зону с определенным расположением. Водоизолирующий состав структурируется и превращается в неподвижную гелевую пробку и обладает высокой сдвиговой прочностью и способностью блокировать водонасыщенные зоны пласта, следствием чего является уменьшение притока воды в добывающую скважину.

С целью предотвращения прорыва пара, водоизолирующий состав закачивают в водонасыщенную зону добывающей скважины при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта, что сохраняет коллекторские свойства пласта.

После закачки водоизолирующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не более двух суток для полного структурирования состава. За время технологической выдержки на время гелеобразования, «жидкий пакер» – инвертная эмульсия в условиях повышенной температуры (50-80°С) разрушается, не создавая проблем для дальнейшей эксплуатации скважин.

После технологической выдержки на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину в режиме закачки вытесняющего агента, а добывающую скважину - в режиме отбора продукции.

Предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами за счет селективной изоляции водонасыщенной зоны путем защиты продуктивной зоны пласта от проникновения водоизолирующего состава предварительной закачкой инвертной эмульсии, а также сохранение коллекторских свойств пласта и сокращение материальных затрат на непроизводительную добычу воды. Способ реализуется преимущественно в добывающих горизонтальных скважинах при ликвидации интервалов прорыва пара, но возможна реализация способа через горизонтальные нагнетательные скважины, разрабатывающие месторождения сверхвязкой нефти с использованием технологии парогравитационного дренирования с наличием вскрытых скважиной водонасыщенных зон в средней части ствола или расположенных ближе к «пятке» скважины.

Пример конкретного применения.

Залежь сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами, находящаяся на глубине 112 м, представлена неоднородными пластами толщиной 10-19 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и пластовым давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,75 д. ед., пористостью 29,5 %, проницаемостью 0,31 мкм², плотностью нефти в пластовых условиях, равной, 965 кг/м³, вязкостью нефти 17895 мПа·с. Построили горизонтальную добывающую и расположенную выше нагнетательную скважины на расстоянии 5 м друг от друга, длиной от устья до «носка» 1170 м. Провели прогрев пласта закачкой через НКТ в обе скважины горячего рабочего агента температурой 200 °С. После установления устойчивой термогидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами, обводненность составила 90 %, дебит по нефти - 11,8 т/сут. Провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей и нагнетательной скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны, примыкающие к горизонтальному участку добывающей скважины, на расстоянии 684 м от устья с пониженной температурой прогрева.

Закачали через насосно-компрессорные трубы в продуктивную зону добывающей скважины 0,3 м³ инвертной эмульсии (в других случаях на практике также закачивали 0,2 м³ и 0,5 м³ инвертной эмульсии). Продавили инвертную эмульсию пресной водой. На втором этапе приготовили и насосным агрегатом закачали водоизолирующую композицию – из полиакриламида, гуара, ацетата хрома, оксида цинка и воды при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. Для приготовления оторочки водоизолирующей композиции применяли воду плотностью 1070 кг/м³. После чего водоизолирующую композицию оставили на технологическую выдержку. После технологической паузы на время гелеобразования начали эксплуатировать нагнетательную скважину в режиме закачки вытесняющего агента со среднесуточным расходом 100-110 т/сут, а добывающую - в режиме отбора продукции погружным насосом. Обводненность снизилась до 87 %, дебит по нефти увеличился до 16 т/сут.

Предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами за счет селективной изоляции водонасыщенной зоны путем защиты продуктивной зоны пласта от проникновения водоизолирующего состава предварительной закачкой инвертной эмульсии, сохранение коллекторских свойств пласта и снижение материальных затрат.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента, определение расположения водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине, закачку водоизолирующего состава в водонасыщенную зону, последующую технологическую выдержку и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что перед закачкой водоизолирующего состава в продуктивную зону добывающей скважины закачивают инвертную эмульсию в объеме 0,2-0,5 м³, продавливают инвертную эмульсию в пласт пресной водой, а закачку водоизолирующего состава осуществляют при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта.