способ разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающий разбуривание ее системой вертикальных и горизонтальных скважин, создание каверн-накопителей в горизонтальных скважинах, отличающийся тем, что каверну образуют струями раствора минеральной кислоты при скорости его истечения не менее 50 м/с.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что раствор минеральной кислоты содержит 0,1 - 10,0 мас.% дисперсной фазы, например отработанного бурового раствора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей, и может быть использован для повышения эффективности выработки запасов нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи по патенту РФ 2095551, МПК⁶ E 21 B 43/22, заключающийся в разбуривании ее системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отборе продукции через добывающие скважины.

Недостатком способа является низкая эффективность способа в условиях карбонатных коллекторов.

Прототипом изобретения является способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах по патенту РФ 2052084, МПК⁶ E 21 B 43/22, включающий разбуривание ее системой вертикальных и горизонтальных скважин, создание каверн-накопителей в горизонтальных скважинах многократными соляно-кислотными ваннами.

Недостатком прототипа является низкая эффективность способа, так как она обратно пропорциональна кратности обработки, вследствие обработки одних и тех же наиболее проницаемых участков в каждой обрабатываемой зоне пласта.

Изобретение направлено на повышение эффективности разработки нефтяных залежей за счет формирования протяженных линейных каналов в блоках карбонатной породы, прилегающих к скважине и не имеющих с ней гидродинамической связи, посредством увеличения динамических характеристик закачиваемых химических реагентов.

Результат достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем разбуривание залежи системой вертикальных и горизонтальных скважин, создание каверн-накопителей в горизонтальных скважинах, каверну-накопитель образуют струями раствора минеральной кислоты при скорости истечения не менее 50 м/с.

Результат достигается также тем, что раствор минеральной кислоты содержит 0,1-10 мас.% дисперсной фазы, например, из отработанного бурового раствора.

В качестве раствора минеральной кислоты использовали соляную кислоту по ТУ 6-01-04689381-85-92 или ингибированную смесь кислот по ТУ 6-01-14-91, и др. В качестве дисперсной фазы использовали отработанный буровой раствор (ГОСТ 25795-83).

Способ осуществляется следующим образом.

В интервале пласта, имеющем слабую гидродинамическую связь в системе скважина-пласт посредством насосного агрегата и разнообразных забойных устройств, создают условия для формирования струй раствора минеральной кислоты со скоростью его истечения не менее 50 м/с. Для повышения эффективности способа в плотных породах в раствор минеральной кислоты вводят дисперсную фазу в количестве 0,1-10,0 мас.%. Необходимая скорость истечения раствора устанавливается расчетным путем посредством соотношения расхода реагента и площади проходного сечения отверстий, через которые осуществляется истечение.

Обработку производят циклами по 1-3 ч. После каждого цикла определяют гидродинамические характеристики пласта (приемистость, дебит, скин-эффект и т. п. ). Количество циклов определяется временем достижения необходимого результата, после чего обрабатываемую скважину запускают в работу.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры по определению эффективности способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах.

Пример 1. Проведены экспериментальные работы по доказательству эффективности предлагаемого способа. За критерий эффективности способа приняты скорость растворения породы и прирост дебита скважины по нефти (свидетельствующий о вовлечении в процессе разработки ранее не охваченных зон пласта, содержащих подвижную нефть). В результате лабораторных работ и расчетов на математических моделях были получены данные для различных скоростей истечения минеральной (соляной - ТУ 6-01-04689381-85-92) кислоты. Данные приведены в таблице 1.

Моделирование проводилось применительно к залежи нефти, сложенной карбонатным коллектором и характеризующейся следующими параметрами:

Наименование продуктивного пласта - C₁t

Тип коллектора - Трещинный

Средняя глубина залегания, м - 1140

Средняя нефтенасыщенная толщина, м - 6,2

Средняя пористость, доли ед. - 0,21

Средняя проницаемость по керну, мкм² - 0,23

Вязкость пластовой нефти, мПас - 33,2

Плотность пластовой нефти, кг/м³ - 890

Пластовое давление, МПа - 12,96

Объемный коэффициент - 1,04

Длина горизонтального ствола скважин, м - 150-200

Как следует из таблицы 1, наибольшая эффективность способа наблюдается при скорости истечения раствора не менее 50 м/с.

Пример 2. Оценку эффективности способа производят также по безразмерному коэффициенту неоднородности фильтрации

K=Q_вh_в/Q_нh_н,

где Q_в - расход жидкости по ранее работающим интервалам, м³/сут; h_в - толщина высокопроницаемого интервала, м; Q_н - расход жидкости по обрабатываемому интервалу, м³/сут; h_н - толщина обрабатываемого интервала, м.

Все параметры определяются на каждой конкретной скважине, разрабатывающей залежь с характеристиками, приведенными в примере 1 настоящего описания, комплексом геофизических и гидродинамических исследований.

Результаты эффективности способа приведены в таблице 2.

Из таблицы 2 следует, что при скорости истечения раствора минеральной кислоты более 50 м/с в работу подключаются обрабатываемые пропластки, т.к. неоднородность фильтрации резко уменьшается с 4,73-8,30 до 0,74-1,91, т.е. на 74,7-87,3% (дополнительно за счет использования 0,1-10% дисперсной фазы 4,2-7,6%). При этом, содержание дисперсной фазы в растворе менее 0,1% практически не оказывает влияния на снижение неоднородности фильтрации, более 10% - не приводит к эффективному изменению степени неоднородности.

Изменение режимов работы скважин при реализации способа приводит к вовлечению в разработку ранее не охваченных запасов нефти и позволяет повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения на 8-13%.

Заявленное изобретение по сравнению с известным обладает следующим технико-экономическими преимуществами:

способствует увеличению охвата пласта воздействием за счет повышения интенсивности обработки и уменьшения неоднородности фильтрации;

способствует эффективному вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.