Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа

Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке плотных нефтяных коллекторов с применением циклической закачки углекислого газа.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению, замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м³/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес. циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м³/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки (патент РФ №2361072, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, включающий определение давления и расхода закачки, при котором скважина начинает принимать закачку рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В известном способе на первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента 5-50 м³/сут и минимальном начальном давлении 2-4 МПа закачивают в скважину рабочий агент, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при минимальном расходе и давлении повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на втором этапе закачивают в скважину рабочий агент при повышенном давлении закачки, при сохранении минимального расхода рабочего агента, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при повышенном давлении и минимальном расходе повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на третьем и последующих возможных циклах закачки и технологической выдержки повышение давления закачки при сохранении минимального расхода повторяют до достижения рабочего давления закачки рабочего агента, после чего постепенно повышают расход закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода порядка 50-100 м³/сут, достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи (патент РФ №2304704, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.08.2007 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность при разработке плотных, слабопроницаемых и преимущественно гидрофобных коллекторов, т.к. не учитывается взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин. В указанных способах не предусмотрены мероприятия по оптимизации работы добывающих скважин, которые могли бы проводиться одновременно с регулировкой режимов закачки рабочего агента. В результате нефтеотдача остается низкой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа, включающем циклическое увеличение и уменьшение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, в качестве рабочего агента применяют углекислый газ – СО₂, при текущем пластовом давлении (0,5-0,8)·Р_нач, где Р_нач – начальное пластовое давление, начинают вести закачку СО₂ в нагнетательную скважину через трубы, устойчивые к воздействию СО₂, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Р_гор, где Р_гор – вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом – Р_нас до текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО₂ уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Р_нач, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Р_нас, циклы увеличения - уменьшения расхода СО₂ и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Р_нач, после завершения циклов закачку СО₂ прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами.

Сущность изобретения.

Под плотными здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллектора с проницаемостью, варьирующуюся в пределах от нескольких тысячных долей до нескольких единиц мД (10^-3 мкм²), характеризующиеся сильной неоднородностью. Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

Под давлением закачки понимают давление на забое нагнетательной скважины.

На нефтеотдачу плотных нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы поддержания пластового давления. Как известно, основная проблема для таких коллекторов заключается в том, что после начала отбора продукции скважины, пластовое давление стремительно падает. Закачка воды затруднена ввиду низкой проницаемости коллектора. Правильно спроектированное применение газовых методов в этом случае более оправдано. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлен график изменения давления закачки в нагнетательной скважине и забойных давлений в добывающих скважинах – циклов реализации предлагаемого способа.

Способ реализуют следующим образом.

Подбирают участок плотного нефтяного коллектора, в котором по данным исследований скважин, разброс проницаемости как по площади, так и по разрезу составляет от 0,001 мД до 2 мД. Участок представляет из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре и одной или несколькими реагирующими добывающими скважинами. Скважины могут быть как вертикальные, наклонно-направленные, так и с горизонтальным окончанием.

Через некоторое время после начала разработки, пластовое давление снижается до (0,5-0,8)·Р_нач, где Р_нач – начальное пластовое давление. В нагнетательную скважину спускают трубы, устойчивые в плане коррозии к воздействию СО₂ (например, стеклопластиковые трубы), причем межтрубное пространство у кровли продуктивного пласта герметизируют пакером. Пакер предотвращает попадание СО₂ в межтрубное пространство и, соответственно, позволяет избежать коррозию обсадной колонны.

Циклический режим закачки заключается в следующем. Через трубы начинают вести закачку СО₂ с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Р_гор, где Р_гор – вертикальное горное давление вышележащих пород. При этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом (Р_нас) до текущего пластового давления (фиг.1). Таким образом, приток жидкости к добывающим скважинам прекращается, а расход закачиваемого газа в нагнетательную скважину – максимален.

Затем расход СО₂ уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Р_нач. При этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают со значения текущего пластового давления до Р_нас. Таким образом, расход закачиваемого газа минимален, тогда как приток жидкости к добывающим скважинам – максимален.

Циклы увеличения – уменьшения расхода СО₂ и, соответственно, снижения – повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Р_нач, после чего закачку СО₂ прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами (фиг.1).

Согласно исследованиям, при проницаемости нефтенасыщенного коллектора менее 0,001 мД, закачка СО₂ затруднена ввиду того, что размеры поровых каналов становятся сопоставимы с размерами молекул СО₂. При этом верхний предел 2 мД определен исходя из того, что согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при данных значениях проницаемости и менее, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по закачке СО₂ эффективно, с точки зрения экономики.

Начало закачки СО₂ после снижения пластового давления до (0,5-0,8)·Р_нач обусловлено тем, что при значении большем, чем 0,8·Р_нач, согласно расчетам, разработка на естественном режиме экономически эффективнее закачки СО₂. При значении меньшем чем 0,5·Р_нач, согласно исследованиям, начинает проявляться геомеханический фактор – смыкание естественных трещин карбонатного коллектора, тогда как данные трещины необходимы для повышения охвата закачкой СО₂. После смыкания трещин восстановить пластовое давление до первоначального, посредством закачки СО₂, практически невозможно, что приводит к низкой нефтеотдаче.

Закачка СО₂ в циклическом режиме с постепенным увеличением и уменьшением давления нагнетания, при этом одновременное синхронизированное регулирование режимов работы добывающих скважин посредствам, соответственно, повышения и снижения забойных давлений, позволяет повысить как коэффициент охвата пласта, так и коэффициент вытеснения нефти газом. При этом прорыв газа к забоям добывающих скважин минимален. Пластовое давление постепенно увеличивается с каждым циклом ввиду проникновения закачиваемого газа глубже в пласт.

Согласно исследованиям, при увеличении давления закачки до значения менее чем 0,7·Р_гор, снижается коэффициент охвата и экономическая эффективность закачки СО₂, а при более чем 0,9·Р_гор возникает опасность газоразрыва пласта и, соответственно, прорыва газа к забоям добывающих скважин. Повышение забойного давления в добывающих скважинах со значения Р_нас до значения текущего пластового давления позволяет осуществлять максимальную добычу, т.к. при меньшей амплитуде суммарный отбор нефти оказывается ниже, что уменьшает нефтеотдачу.

Аналогично, при уменьшении расхода СО₂ до значения выше чем Р_нач, амплитуда оказывается меньше, что снижает суммарный объем закачки газа. Снижение забойного давления в добывающих скважинах со значения текущего пластового давления до Р_нас обеспечивает максимальную добычу нефти.

Циклы закачки СО₂ в нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Р_нач, т.к., согласно расчетам, при пластовом давлении менее 0,9·Р_нач, дебиты скважин значительно снижаются, что приводит к уменьшению нефтеотдачи, а при пластовом давлении более 1,1·Р_нач повышаются риски прорыва закачанного и не успевшего раствориться в нефти газа.

После прекращения циклов закачки СО₂ добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами, т.к. согласно расчетам, при меньшем давлении возникает риск выделения растворенных в нефти газов и снижение эффективности предлагаемого способа.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов.

Пример конкретного выполнения способа.

Участок плотного карбонатного нефтяного коллектора представлен одной вертикальной нагнетательной и четырьмя вертикальными добывающими скважинами. По данным исследований скважин проницаемость коллектора как по площади, так и по разрезу составляет от 0,001 мД до 2 мД, нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 20 м, пористость – 6%. Глубина залегания кровли коллектора – 1520 м, начальное пластовое давление составляет Р_нач=16 МПа, давление насыщения нефти углеводородным газом Р_нас=4 МПа, давление насыщения нефти углекислым газом – 3 МПа. Вертикальное горное давление вышележащих пород Р_гор=36 МПа. Расстояние между скважинами – 300 м.

Через два года после начала разработки пластовое давление снижается до Р_пл1=0,5·Р_нач=0,5·16=8 МПа. В нагнетательную скважину спускают стеклопластиковые трубы, межтрубное пространство у кровли продуктивного пласта герметизируют пакером.

Через стеклопластиковые трубы начинают вести закачку СО₂ в течении 10 суток с постепенным повышением расхода от нуля до значения 200 м³/сут, при котором давление закачки составляет 0,9·Р_гор=0,9·36=32,4 МПа. При этом в течение данных 10 суток в добывающих скважинах забойное давление повышают со значения Р_нас=4 МПа до текущего пластового давления Р_пл1=8 МПа (фиг.1).

Затем в течение 10 суток расход СО₂ уменьшают до значения 30 м³/сут, при котором давление закачки соответствует Р_нач=16 МПа. При этом в течение данных 10 суток в добывающих скважинах забойное давление снижают со значения текущего пластового давления Р_пл1=8 МПа до Р_нас=4 МПа.

Циклы увеличения - уменьшения расхода СО₂ и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют суммарно четыре раза – по 20 суток в каждом цикле. Текущее пластовое давление за это время восстанавливается следующим образом (фиг.1):

Р_пл2=10 МПа – после второго цикла,

Р_пл3=13 МПа – после третьего цикла,

Р_пл4=0,9·Р_нач=0,9·16=14,4 МПа – после четвертого цикла.

Далее закачку СО₂ прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении 4 МПа (фиг.1).

Через два года разработки пластовое давление участка вновь снижается до значения Р_пл1=0,8·Р_нач=0,8·16=12,8 МПа. Процесс циклической закачки углекислого газа и регулирование режимов работы добывающих скважин повторяют. Причем в первом полуцикле закачку СО₂ ведут с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет 0,7·Р_гор=0,7·36=25,2 МПа. После пяти циклов текущее пластовое давление восстанавливается до 1,1·Р_нач=1,1·16=17,6 МПа.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка коллектора.

В результате всего времени разработки было проведено пять периодов закачки углекислого газа с 4-6 циклами в каждом периоде. Время разработки ограничили достижением момента, когда доля газа в добываемой продукции добывающих скважин не снижалась менее чем 99%. При этом за время разработки всего было добыто 209,2 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,445 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 154,6 тыс.т нефти, КИН составил 0,329 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,116 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения плотных нефтяных коллекторов за счет применения в циклическом режиме совместно закачки углекислого газа и регулирования режимов работы добывающих скважин.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов.

Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа, включающий циклическое увеличение и уменьшение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, в качестве рабочего агента применяют углекислый газ – СО₂, при текущем пластовом давлении (0,5-0,8)·Р_нач, где Р_нач – начальное пластовое давление, начинают вести закачку СО₂ в нагнетательную скважину через трубы, устойчивые к воздействию СО₂, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Р_гор, где Р_гор – вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом – Р_нас до текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО₂ уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Р_нач, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Р_нас, циклы увеличения - уменьшения расхода СО₂ и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Р_нач, после завершения циклов закачку СО₂ прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами.