Способ разработки нефтяной залежи с применением эмульсионной композиции

Способ разработки нефтяной залежи с применением эмульсионной композиции

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых зональной и слоистой неоднородностью залежи с коэффициентом расчлененности до 5 и более. Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи залежи за счет обеспечения возможности практически поршневого вытеснения нефти, при минимальных энергетических затратах, за счет предварительного раскрытия сомкнутых естественных вертикальных трещин залежи перед ее обработкой. 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. По 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 нагнетают в продуктивный пласт нагнетательной скважины оторочку эмульсионной композиции до резкого повышения давления нагнетания свыше 30%, но в пределах критического давления. Затем осуществляют нагнетание рабочего агента со снижением давления на 10-15% и продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину. 9 з. п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых зональной и слоистой неоднородностью залежи с коэффициентом расчлененности до 5 и более.

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, чем 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 редко 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 не достаточно оптимальное использование арсенала технических средств и технологических мероприятий.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку 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. К тому же отмечается высокая стоимость полимеров (выше 3 тыс. дол. за 1 т) при необходимости больших его расходов (на одну обработку скважины требуется, как правило, до 4 т).

Известен способ разработки нефтяной залежи, характеризующийся тем, что в нагнетательные скважины нагнетают рабочий агент, а из добывающих извлекают нефть, при этом призабойные зоны скважин обрабатывают эмульсионной композицией (2).

Недостатком известного способа является его невысокая эффективность, обусловленная тем, что он не учитывает в достаточной мере геологические условия, в которых осуществляют разработку, не обеспечивает оптимальные условия вытеснения нефти с охватом по мощности залежи и не решает проблемы снижения энергетических затрат. Отсюда разработку осуществляют при энергоемком производстве, а вытеснение нефти происходит с неполным охватом пласта по мощности, 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 по способу разработки нефтяной залежи с применением эмульсионной композиции согласно изобретению осуществляют нагнетание в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, рабочего агента и отбор нефти 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 нагнетают в продуктивный пласт нагнетательной скважины оторочку эмульсионной композиции до резкого повышения давления нагнетания свыше 30%, но в пределах критического давления, затем осуществляют нагнетание рабочего агента со снижением давления на 10-15% и продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину.

Кроме того: оторочку эмульсионной композиции дополнительно нагнетают в продуктивный пласт добывающей скважины; нагнетание эмульсионной композиции в нагнетательную скважину осуществляют при стабильно работающих, по меньшей мере двух, соседних в окружении добывающих скважинах с дебитом 1-100 м³/сут; нагнетание эмульсионной композиции осуществляют в такую нагнетательную скважину, приемистость которой составляет 50-450 м³/сут и более при 10 МПа; в качестве добывающей скважины используют такую скважину, обводненность нефти в которой достигает 35-97%; в качестве эмульсионной композиции применяют стабилизированную эмульсионную композицию; в качестве эмульсионной композиции применяют гидрофобную эмульсионную композицию; в качестве эмульсионной композиции применяют водную эмульсионную композицию на основе поверхностно-активного вещества синол, хлористого кальция и стабильного бензина; работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, осуществляют в циклическом режиме; в качестве рабочего агента используют воду, пресную и/или минерализованную.

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.

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 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 закачиваемого рабочего агента, приемистости продуктивного пласта и его охвату по мощности.

Особенностью настоящего изобретения является то, что при обеспечении условий практически поршневого вытеснения нефти на макроуровне (за счет гидравлического объединения системой существующих раскрытых вертикальных трещин всех зонально неоднородных и разнопроницаемых пластов при эффективном давлении) подключаются дополнительные возможности по нефтевытеснению на микроуровне (за счет эмульсионной композиции, которую закачивают в продуктивный пласт при этом эффективном давлении).

Закачка эмульсии обеспечивает возможность не только сохранить эффект достигнутого гидравлического поршневого вытеснения, но и умножить его кратно уже за счет ее реологических и физико-химических свойств, обеспечивающих возможность селективной изоляции сильно дренированных вертикальными трещинами участков и подключения к разработке слабодренированных трещинами участков. Эмульсия обеспечивает отмыв пленочной нефти и создание на фронте вытеснения зоны с повышенным содержанием нефти, обеспечивающим своеобразный дополнительный сальниковый эффект при поршневом вытеснении.

Технология предусматривает закачку оторочки эмульсионной композиции с добавкой стабилизатора эмульсии. В качестве одного из наиболее эффективных стабилизаторов предлагается использовать поверхностно-активное вещество (ПАВ) "Синол ЭМ".

Например, инвертная эмульсионная композиция содержит пластовую воду, стабильный бензин и хлористый кальций.

Она представляет собой капельки воды, плотно прилегающие друг к другу и окруженные бронирующими оболочками углеводородного раствора ПАВ "Синол ЭМ". Поскольку внешней фазой такой эмульсии является углеводород, то она легко солюбилизирует (растворяет, доотмывает) остаточную (пленочную) нефть, создает на фронте вытеснения, на микроуровне, зону с повышенным содержанием нефти и перемещает нефть к добывающим скважинам. Качественно резко солюбилизирующий эффект эмульсионной композиции отмечен при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ "Синол ЭМ" - 0,25 - 4,8 Хлористый кальций - 0,25 - 3,8 Стабильный бензин - 8 - 23 Вода - Остальное Это обеспечивает возможность получения массового вала нефти на фронте вытеснения. Учитывая то, что этот вал пронизывает всю залежь, предварительно подготовленную сетью вертикальных трещин разного характера и пропитанную эмульсионной композицией, обеспечиваются уникальные возможности массированного вытеснения нефти при эффективных давлениях, значительно более меньших, чем те, которые были бы необходимы, например, с применением только однородного рабочего агента типа воды.

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 нагнетания.

При этом дополнительно с помощью геофизических исследований контролируют охват закачиваемым агентом продуктивного пласта по его мощности (толщине) 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 нагнетание в продуктивный пласт (его вертикальные трещины) оторочки эмульсионной композиции до резкого повышения давления закачки свыше 30%, но в пределах критического давления. Затем осуществляют нагнетание рабочего агента со снижением давления на 10-15% и продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину.

Кроме того, оторочку эмульсионной композиции дополнительно нагнетают в продуктивный пласт добывающей скважины.

Чтобы обеспечить стабильное вытеснение нефти в залежи, нагнетание эмульсионной композиции в нагнетательную скважину необходимо осуществлять при стабильно работающих, по меньшей мере двух, соседних в окружении добывающих скважинах с дебитом 1-100 м³/сут. При этом в самих нагнетательных скважинах приемистость должна составлять 50-450 м³/сут и более при 10 МПа.

Целесообразно в качестве добывающей скважины использовать такую скважину, обводненность нефти в которой достигает 35-97%.

Эффект вытеснения нефти в большей степени проявляется тогда, когда в качестве эмульсионной композиции применяют гидрофобную эмульсионную композицию.

Массовый вал нефти во фронте вытеснения представляется возможным организовать тогда, когда используют эмульсионную композицию следующего состава, мас.%: ПАВ "Синол ЭМ" - 0,25 - 4,8; хлористый кальций - 0,25 - 3,8; стабильный бензин - 8 - 23; вода - остальное.

ПАВ "Синол ЭМ" представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот триэтаноламина и добавок ПАВ. Он является сильным эмульгатором. Имеет нормативную техническую документацию ТУ 2482-001-48482528-98, гигиенический сертификат 77 ФЦ. 04.238. П.33379 П8 от 14.07.98. ПАВ "Синол ЭМ" паспортизирован и допущен к применению в нефтяной промышленности НИИ "Нефтепром". В соответствии с ГОСТ 12.1.007-76 ПАВ "Синол ЭМ" относится к классу малоопасных веществ.

Хлористый кальций - кристаллическое бесцветное вещество, хорошо растворимое в воде. Класс опасности - 4.

Стабильный бензин (ТУ 39-1340-89) - смесь предельных углеводородов С2-С6, бесцветная прозрачная жидкость, образующая с водой эмульсию, расслаивающуюся в течение времени. Класс опасности - 4.

Приготавливают эмульсионную композицию и нагнетают в нагнетательную скважину с помощью насосного агрегата ЦА-320.

Для приготовления и нагнетания используют автоцистерны со смесью ПАВ "Синол ЭМ" и стабильного бензина и автоцистерну с раствором хлористого кальция. Нагнетание производят с помощью агрегата ЦА-320 путем одновременной подачи смеси растворов ПАВ "Синол ЭМ" и стабильного бензина и раствора хлористого кальция (из мерника агрегата) в поток нагнетаемой воды.

При резком повышении давления в процессе нагнетания эмульсионной композиции (свыше 30%) нагнетание прекращают. Такое давление свидетельствует о поступлении необходимого рабочего объема эмульсионной композиции в скелет залежи (трещины, ее поры и микропоры) и набор ею структурной вязкости в условиях этой залежи. В особой степени структурная вязкость эмульсионной композиции проявляется (растет) при увеличении температуры. Когда все естественные вертикальные трещины залежи раскрыты при эффективном давлении и все ее поры на микроуровне заполнены эмульсионной композицией, со структурной вязкостью (прочностью структуры), образующей на фронте вытеснения вал нефти (поршень), обладающей повышенной проникающей способностью, уже нет необходимости осуществлять дальнейшее нагнетание рабочего агента под эффективным давлением. Это давление важно на начальном этапе для инициирования (включения системы в рабочий режим) практически поршневого вытеснения.

Отбор нефти осуществляют через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами.

При этом работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, осуществляют в циклическом режиме.

При этом обращается внимание на то, что длительные перерывы в работе нагнетательной скважины, после нагнетания эмульсионной композиции, не допускаются.

Конкретный пример реализации способа.

Выбирают одну из нагнетательных скважин залежи, где вскрыты продуктивные пласты мощностью 7 м, 2,5 м и 4 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 по мощности.

Для испытаний используют воду. При давлении нагнетания воды в пределах 12-13 МПа на устье вода поступает только в верхнюю часть пласта 7 м. 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 пласта, принимающая воду, увеличивается за счет вскрытия 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 пласта, принимающая воду, сокращается.

Это свидетельствует о том, что при давлении 30 МПа вскрываются горизонтальные трещины. Небольшое сокращение принимающей мощности пласта 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, но не ниже эффективного давления. В продуктивный пласт нагнетают оторочку эмульсионной композиции под давлением до резкого повышения давления закачки до 30 МПа. Объем оторочки эмульсионной композиции для нагнетания составляет 50 м³. В качестве эмульсионной композиции принимают композицию следующего состава, мас.%: ПАВ "Синол ЭМ" - 3,6; хлористый кальций - 3,8; стабильный бензин - 14; техническая вода - остальное.

Затем осуществляют нагнетание рабочего агента со снижением давления до 20 МПа и продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину.

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

2. Патент РФ 2167283 от 20.05.2001.9

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи с применением эмульсионной композиции, 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 по 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 нагнетают в продуктивный пласт нагнетательной скважины оторочку эмульсионной композиции до резкого повышения давления нагнетания свыше 30%, но в пределах критического давления, затем осуществляют нагнетание рабочего агента со снижением давления на 10-15% и продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оторочку эмульсионной композиции дополнительно нагнетают в продуктивный пласт добывающей скважины.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что нагнетание эмульсионной композиции в нагнетательную скважину осуществляют при стабильно работающих, по меньшей мере двух, соседних в окружении добывающих скважинах с дебитом 1-100 м³/сут.

4. Способ по одному из пп. 1-3, отличающийся тем, что нагнетание эмульсионной композиции осуществляют в такую нагнетательную скважину, приемистость которой составляет 50-450 м³/сут. и более при 10 МПа.

5. Способ по одному из пп. 1-4, отличающийся тем, что в качестве добывающей скважины используют такую скважину, обводненность нефти в которой достигает 35-97%.

6. Способ по одному из пп. 1-5, отличающийся тем, что в качестве эмульсионной композиции применяют стабилизированную эмульсионную композицию.

7. Способ по одному из пп. 1-6, отличающийся тем, что в качестве эмульсионной композиции применяют гидрофобную эмульсионную композицию.

8. Способ по одному из пп. 1-7, отличающийся тем, что в качестве эмульсионной композиции применяют водную эмульсионную композицию на основе поверхностно-активного вещества синол, хлористого кальция и стабильного бензина.

9. Способ по одному из пп. 1-8, отличающийся тем, что работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, осуществляют в циклическом режиме.

10. Способ по пп. 1-9, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют воду, пресную и/или минерализованную.