Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа

Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа.

Известен способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа (патент RU №2204703, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/27, опубл. 20.05.2003 г.). Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом. Порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента проводят с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости. В качестве тампонирующего реагента селективного действия используют раствор цемента в дизельном топливе, нефти или другой углеводородной среде.

Недостатком данного способа является то, что обработка обводненных скважин в карбонатных коллекторах составами, содержащими кислоту, опасна увеличением дебита воды, даже если предварительно проводят водоизоляционные работы. Кроме того, применяемый в известном способе цементный раствор на углеводородной основе неполностью защищает пласт от влияния кислоты. Отверждение цементного раствора на углеводородной основе происходит только при замещении водой углеводородной основы, это замещение не всегда бывает полным. Поэтому цементный камень не образуется во всем объеме раствора и может быть проницаем для закачиваемой кислоты. Из-за контракции (объемной деформации цементного камня и бетона, при которой суммарный объем, занимаемый твердой и жидкой фазой бетона, уменьшается из-за уплотнения химически связанной воды) цементного камня в нем могут образовываться каналы, проницаемые для кислоты. При действии соляной кислоты на гидроокись кальция, выделяющуюся при твердении цемента, образуется хлористый кальций, который растворяется в воде, в результате чего цементный камень теряет непроницаемость.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2319829, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.03.2008 г.). Способ включает задание периодических режимов работы скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции, извлечение нефти посредством добывающих скважин, на которых производят оценку нефтесодержания в продукции и запись кривой восстановления давления. При разработке залежи с пористыми карбонатными блоками формируют группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина или скважины находились в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам, осуществляют работу нагнетательной скважины с резким увеличением отбора воды (форсированного отбора жидкости), фиксируют отклик добывающих скважин, периодический режим работы скважин задают после фиксации отклика добывающих скважин и обеспечивают его посредством периодического отбора жидкости на нагнетательной скважине или группе нагнетательных скважин путем чередующихся пусков и остановок последней или последних до устойчивого снижения пластового давления в области скважин, окружающих нагнетательную скважину с последующим сбросом воды на участке с пониженным пластовым давлением или за контур залежи. Нагнетательные скважины выбирают из числа добывающих или пробуривают новые, а периодический отбор жидкости осуществляют как на нагнетательных, так и на части добывающих скважин.

Недостатком данного способа является короткий период эффективной работы добывающих скважин, что связано с тем, что устойчивое снижение пластового давления в области добывающих скважин, окружающих нагнетательную, и экранирование подтока воды в добывающие скважины непродолжительно приводит к быстрому обводнению добываемой продукции, поэтому требуется часто использовать способ повторно и постоянно будет возникать проблема сброса отобранной из нагнетательной скважины воды.

Технической задачей изобретения является продление эффективного периода работы добывающих скважин, т.е. снижение обводненности отбираемой продукции за счет проведения блокирования и увеличение нефтеотдачи залежи за счет кислотной стимуляции притока нефти, направленной на нефтенасыщенные блоки пласта и проводимой сразу после водоизоляционных работ в пределах всего участка залежи.

Задача решается способом увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, включающим формирование группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина находилась в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам, добычу нефти из группы скважин, обводняющихся подошвенной водой, форсированный отбор жидкости из нагнетательной скважины до отклика окружающих добывающих скважин на это действие и снижения пластового давления в области реагирующих добывающих скважин.

Новым является то, что после устойчивого снижения пластового давления в области реагирующих добывающих скважин более чем на 10% в каждую из них закачивают водоизоляционный состав, упрочняющийся под действием соляной кислоты, в объеме 15-20 м³, после отверждения водоизоляционного состава форсированный отбор жидкости прекращают и закачивают в каждую скважину, обработанную водоизоляционным составом, кислотосодержащий состав в объеме 0,4-1,0 м³ на метр нефтенасыщенной части пласта, вводят в эксплуатацию реагирующие добывающие скважины.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в следующем. В карбонатных коллекторах трещинно-порового типа обводнение добывающих скважин наиболее часто происходит из-за продвижения к эксплуатационным фильтрам скважин подошвенной воды по системе трещин. Вода блокирует фильтрацию нефти из пористых блоков коллектора и обводненность продукции скважин прогрессирует.

Формируют группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина находилась в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам с эксплуатационным фильтром, приближенным к водонефтяному контакту. Производят добычу нефти из группы добывающих скважин, обводняющихся подошвенной водой, а из нагнетательной скважины в этой группе скважин проводят форсированный отбор жидкости (ФОЖ) до отклика окружающих скважин на это действие, например, снижением обводненности или увеличением дебита по нефти. Также ФОЖ приводит к устойчивому снижению пластового давления (более чем на 10%, что определено опытным путем в процессе промысловых испытаний) в области реагирующих добывающих скважин. После чего в реагирующие добывающие скважины закачивают кислотостойкий водоизоляционный состав, например тампонажный состав на основе фенолформальдегидных смол Арзамит-5 или СНПХ-3002, который преимущественно попадает в трещины и блокирует их. После закачивания водоизоляционного состава закачивают кислотосодержащий состав, содержащий соляную кислоту, например 10%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты с добавлением 0,25 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) ОП-10 и присадкой 2-3%-ной лимонной кислоты, что способствует интенсификации притока нефти. Последовательную обработку водоизоляционным и кислотосодержащим составами производят во всех реагирующих скважинах одновременно, что дает максимальное снижение обводненности продукции и увеличение дебита по нефти для участка залежи в целом. Обработанные скважины вводят в эксплуатацию, по истечении определенного интервала времени скважины могут вновь обводниться, тогда способ повторяют.

Способ реализуют следующим образом. На залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа формируют группу добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина находилась в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам с эксплуатационным фильтром, приближенным к водонефтяному контакту, проводят ФОЖ из этой скважины. ФОЖ позволяет оттянуть воду, продвигающуюся по системе трещин к окружающим добывающим скважинам, и они реагируют. Контролируя параметры работы, определяют скважины, среагировавшие на ФОЖ, например, снижением обводненности или увеличением дебита по нефти. Также при ФОЖ в области реагирующих скважин постепенно происходит снижение пластового давления. После снижения пластового давления более чем на 10%, что позволяет закачать больший объем водоизоляционного состава, в каждую из среагировавших добывающих скважин закачивают водоизоляционный состав в объеме 15-25 м³, который позволяет блокировать трещины и оттеснить воду дальше от скважины, чем при проведении водоизоляционных работ без предварительного снижения пластового давления. В качестве водоизоляционного используют состав, стойкий к воздействию соляной кислоты. Примером указанного состава может быть продукт 119-204Н, который представляет собой смесь олигофенилхлорэтоксисилоксанов. Указанный продукт выпускают по ТУ 2229-442-05763441-2004, отвердителем для него является вода, содержащаяся в пласте. Также в качестве водоизоляционного может быть использован состав при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

- модифицированное жидкое стекло - 100;

- вода - 100;

- этилацетат - 5-10;

- неонол АФ9 - 12-1,

(патент RU №2270328, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.02.2006 г.). Для приготовления последнего состава могут быть использованы 100 мас.ч. пресной воды, 100 мас.ч. высокомодульного растворимого стекла марки «Нафтосил» для гидроизоляции нефтяных пластов по ТУ 2145-002-12979928-2001, 1 мас.ч. поверхностно-активного вещества неонол АФ9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98 и 5-10 мас.ч. этилового эфира уксусной кислоты (этилацетата) по ГОСТ 8981-78. Рекомендуемые к применению водоизоляционные составы в качестве возможных не подвержены разрушению, а еще более упрочняются под действием соляной кислоты. После закачивания водоизоляционного состава и его отверждения ФОЖ прекращают. Далее в эти же скважины закачивают кислотосодержащий состав. Объем состава, закачиваемого в каждую скважину, составляет 0,4-1,0 м³ на метр нефтенасыщенной части пласта. В качестве кислотосодержащего состава используют состав для обработки карбонатных коллекторов, содержащий в качестве основного действующего компонента соляную кислоту. Известными примерами таких составов могут быть 16%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты или 10%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты с добавлением 0,25 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) ОП-10 (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К.Гиматутдинова / Р.С.Андриасов, И.Т.Мищенко, А.И.Петров и др. М., Недра, 1983, стр.346). Для приготовления этих составов могут быть использованы кислота соляная ингибированная, выпускаемая по ТУ 2458-264-05765670-99, и неионогенное ПАВ ОП-10, выпускаемое по ГОСТ 8433-1981, представляющее собой моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля на основе полимердистиллята. Кислота, взаимодействуя с карбонатной составляющей пористых блоков коллектора, создает в них каналы, что увеличивает приток нефти из пласта в скважину. Ранее закачиваемый водоизоляционный состав блокирует трещины, поэтому при закачивании кислотосодержащего состава им преимущественно будут обрабатываться низкопроницаемые нефтенасыщенные пористые блоки коллектора. Проведение водоизоляционных работ после снижения пластового давления позволяет блокировать обводненные трещины на большем удалении от скважины и оттеснить воду дальше, чем при проведении водоизоляционных работ без предварительного снижения пластового давления. Поэтому существенно снижается вероятность увеличения обводненности продукции скважины за счет прорыва воды по каналам, проделанным в пласте кислотой, что случается при кислотных обработках в обводненных скважинах, эксплуатирующих карбонатные пласты.

Последовательное закачивание водоизоляционного состава и закачивание кислотосодержащего состава проводят во все реагирующие скважины одновременно. Одновременное закачивание водоизоляционного состава позволяет максимально эффективно блокировать воду, продвигающуюся по системе трещин для скважин, расположенных на одном участке залежи, предотвратив перераспределение направлений перемещения воды к необработанным скважинам. В кратчайшие сроки после проведения водоизоляционных работ создаются наиболее благоприятные условия для проведения кислотной стимуляции притока нефти, так как в этот момент блокированы обводненные трещины, вода оттеснена на максимальное расстояние от скважин, а новые пути продвижения воды к скважине еще не сформировались. Кислотная стимуляция одновременно во всех реагирующих скважинах сразу после проведения водоизоляционных работ будет направлена на нефтенасыщенные блоки пласта, а не в обводненные зоны, что обеспечит максимальное увеличение дебита по нефти для участка залежи в целом.

Обработанные скважины вводят в эксплуатацию, по истечении определенного интервала времени продукция скважин вновь может обводниться, тогда на этом же участке залежи способ реализуют повторно.

Предлагаемый способ продлевает период эффективной работы скважин, так как после завершения ФОЖ и восстановления пластового давления в области реагирующих скважин приток воды в них остается блокированным из-за предварительного проведения водоизоляционных работ. Эффект от проведения водоизоляционных работ сам по себе будет продолжительным, так как одновременно происходит блокирование трещин в пределах всего участка залежи на большом удалении от скважин кислотостойким водоизоляционным составом, а протяженный водоизоляционный экран, не подверженный разрушению закачиваемым вслед кислотосодержащим составом, способен дольше противостоять прорыву воды. Предлагаемый способ также позволяет увеличить добычу нефти, так как кислотная стимуляция притока нефти, проводимая одновременно в пределах всего участка залежи сразу после проведения водоизоляционных работ, будет направлена на нефтенасыщенные блоки пласта, а не в обводненные зоны.

Пример практического применения. Участок залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа разрабатывают добывающими скважинами. Скважинами на глубине 841 м вскрыли карбонатный пласт толщиной 22 м, верхняя часть пласта нефтенасыщенная, нижняя часть толщиной 8 м насыщена водой. Участок разрабатывали на естественном режиме до начала прогрессирующего обводнения скважин подошвенной водой, поступающей по трещинам. Построили карту структурной поверхности пласта и профиль пласта. На залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа сформировали группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина находилась в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам с эксплуатационным фильтром, приближенным к водонефтяному контакту. Оборудовали эту скважину высокопроизводительным электропогружным насосом и перевели на режим ФОЖ. В процессе добычи нефти из окружающих скважин в них производили замеры дебитов нефти, обводненности и пластового давления, которое составило 18 МПа. Через месяц выявили снижение обводненности продукции и постепенное падение давления в четырех скважинах из числа окружающих. Еще через неделю темпы падения пластового давления в скважинах, среагировавших снижением обводненности, замедлились, давление стало устойчиво пониженным (снизилось более чем на 10%, например, пластовое давление снизилось с 18 МПа до 15 МПа) в сравнении с величиной пластового давления, измеренной до ФОЖ. Во все среагировавшие снижением обводненности скважины закачали по 15,6 м³ водоизоляционного состава, представляющего собой смесь 100 мас.ч. (6,7 м³) жидкого стекла плотностью 1200 кг/м³; 5 мас.ч. (0,5 м³) этилацетата плотностью 800 кг/м³; 100 мас.ч. (8,0 м³) пресной воды плотностью 1000 кг/м и 1 мас.ч. (0,08 м³) неонола АФ9 -12 плотностью 1040 кг/м³. В течение 24 ч закачанный водоизоляционный состав отверждался, после чего прекратили ФОЖ. Далее в эти же скважины закачали по 5,6 м³ 16%-ного водного раствора ингибированной соляной кислоты и оставили на реагирование в течение 3 ч. После реагирования обработанные скважины освоили и ввели в эксплуатацию.

За счет водоизоляционных работ с одновременным блокированием трещин в пределах всего участка залежи кислотостойким водоизоляционным составом применение способа обеспечивает продление на 18-24 месяцев эффективного периода работы скважин со снижением обводненности продукции на 20-30%. За счет кислотной стимуляции притока нефти, направленной на нефтенасыщенные блоки пласта и последовательно проводимой сразу после водоизоляционных работ одновременно в пределах всего участка залежи, применение способа обеспечивает увеличение добычи нефти на участке залежи на 5-8%.

Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, включающий формирование группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина находилась в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам, добычу нефти из группы скважин, обводняющихся подошвенной водой, форсированный отбор жидкости из нагнетательной скважины до отклика окружающих скважин на это действие и снижения пластового давления в области реагирующих добывающих скважин, отличающийся тем, что после устойчивого снижения пластового давления в области реагирующих добывающих скважин более чем на 10% в каждую из них закачивают водоизоляционный состав, упрочняющийся под действием соляной кислоты, в объеме 15-20 м³, после отверждения водоизоляционного состава форсированный отбор жидкости прекращают и закачивают в каждую скважину, обработанную водоизоляционным составом, кислотосодержащий состав в объеме 0,4-1,0 м³ на метр нефтенасыщенной части пласта, вводят в эксплуатацию реагирующие добывающие скважины.