способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт гелеобразующего агента и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой гелеобразующего агента в пласте создают охлажденную зону путем закачки воды с температурой ниже забойной не менее чем на 10^oС, в объеме и с темпом закачки, обеспечивающими охлаждение высокопроницаемых зон в радиусе не менее 2 3 м от ствола скважины, причем закачку гелеобразующего агента прекращают до начала процесса гелеобразования в охлажденной части пласта, а после закачки гелеобразующего агента скважину останавливают на время, необходимое для завершения процесса гелеобразования.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае резкого увеличения давления нагнетания во время закачки гелеобразующего агента закачку прекращают.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что перед закачкой воды пласт предварительно нагревают.

4. Способ по пп.1-3, отличающийся тем, что после закачки гелеобразующего агента в пласт закачивают гелеразрушающий агент в объеме от 0,01 до 0,5 м³ на 1 м толщины пласта для обеспечения разрушения геля на расстоянии не более 1 м от ствола скважины.

5. Способ по пп.1 4, отличающийся тем, что в пласт с карбонатным коллектором перед закачкой гелеобразующего агента вводят гидрофобизирующий агент.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Известны способы разработки нефтяных месторождений путем закачки в пласт различных вытесняющих агентов: воды, растворов ПАВ и др. [1]

Эти методы направлены на повышение коэффициента вытеснения, однако в неоднородных по проницаемости пластах, каковыми являются практически все нефтесодержащие пласты, они не обеспечивают высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт гелеобразующего агента и отбор нефти через добывающие скважины [2]

Недостатком известного способа является то, что в неоднородных пластах он также не обеспечивает высокую нефтеотдачу. Это обусловлено тем, что образующийся в пласте гель повышает фильтрационные сопротивления не только высокопроницаемых слоев, но и в значительной мере низкопроницаемых слоев, что не позволяет достичь существенного увеличения охвата вытеснением.

Целью настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта вытеснением.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в пласт гелеобразующего агента и отбор нефти через добывающие скважины, перед закачкой гелеобразующего агента в пласте создают охлажденную зону путем закачки воды с температурой ниже забойной не менее, чем на 10^o С, в объеме и с темпом закачки, обеспечивающем охлаждение высокопроницаемых зон в радиусе не менее 2-3 м от ствола скважины, причем закачку гелеобразующего агента прекращают до начала процесса гелеобразования в охлажденной части пласта, а после закачки гелеобразующего агента скважину останавливают на время, необходимое для завершения процесса гелеобразования. В случае резкого увеличения давления нагнетания во время закачки гелеобразующего агента закачку прекращают.

Перед закачкой воды пласт можно предварительно прогреть.

После закачки гелеобразующего агента в пласт можно закачать гелеразрушающий агент в объеме от 0,01 до 0,5 м ³ на 1 м толщины пласта для обеспечения разрушения геля на расстоянии не более 1 м от ствола скважины. Перед закачкой гелеобразующего агента в пласт с карбонатным коллектором можно закачать гидрофобизирующий агент.

Преимущества, возникающие при реализации предлагаемого способа, заключаются в следующем.

Скорость гелеобразования (схватывания) большинства гелеобразующих агентов (растворов, систем) существенно зависит от температуры. Так, например, исследованная авторами гелеобразующая система на основе водного раствора карбамида и хлористого алюминия образует гель через 30 суток при температуре 60^oС, при 80^oС время гелеобразования сокращается до 2,7 суток, а при температурах свыше 100^oС до нескольких часов.

Реализация способа по прототипу, т.е. осуществление непосредственной закачки гелеобразующего раствора в пластах с высокой начальной температурой, в особенности в пластах, разрабатываемых тепловыми методами, когда температура в призабойной зоне может достигать 200^o С и более, приводит к ряду негативных явлений. Так при поступлении гелеобразующей системы в пласт с температурами такого уровня произойдет практически мгновенное схватывание системы, что вызовет существенный рост давления закачки и осложнит дальнейшую закачку системы в пласт. Кроме того, первые позиции гелеобразующего раствора, поступив в высокопроницаемые слои, преобразуются в гель, который существенно увеличит фильтрационные сопротивления высокопроницаемых слоев. В результате произойдет перераспределение потоков и раствор начнет поступать в низкопроницаемые слои с большей интенсивностью. Через определенное время в низкопроницаемых слоях также образуется гель, что приведет к росту их фильтрационных сопротивлений. В итоге, эффективность выравнивания профиля приемистости оказывается недостаточно высокой.

Отметим, что высокая начальная температура пласта может быть естественной (глубокозалегающие месторождения, месторождения в районах с аномально высоким геотермическим градиентом), либо искусственно созданной путем закачки теплоносителя или посредством внутрипластового горения.

Отметим также, что наибольший прирост нефтеотдачи при применении гелеобразующих систем достигается при селективном увеличении фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых слоев (без увеличения фильтрационных сопротивлений низкопроницаемых слоев).

Реализация предлагаемого способа обеспечивается возможность управляемого, селективного изменения фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых слоев в таких условиях. Действительно, при закачке с температурой ниже забойной, в первую очередь, будут охлаждаться пласты с повышенной проницаемостью. При последующей закачке гелеобразующего раствора, который до схватывания имеет относительно низкую вязкость, он будет преимущественно поступать в охлажденные высокопроницаемые слои, фильтрационные сопротивления которых снижены в результате предшествующей промывки водой. Регулируя температуру и размер зоны охлаждения, а также темпы закачки и температуру раствора можно управлять размерами образующейся в высокопроницаемых слоях оторочки геля до схватывания раствора во всем объеме пласта. Это достигается за счет того, что раствор проходит охлажденные зоны без схватывания (при соответствующем выборе температуры зоны охлаждения и продолжительности закачки раствора, обладающего конкретной кинетикой гелеобразования) и процесс гелеобразования начинается, в первую очередь, в удаленных от скважины частях пласта с повышенной температурой.

Отметим, что возможное схватывание раствора в низкопроницаемых слоях пласта в призабойной зоне, которые охлаждены в меньшей степени, чем высокопроницаемые, для данной технологии является благоприятным фактором, усиливающим перераспределение потока закачиваемого раствора в высокопроницаемые слои и, таким образом, повышающим селективность обработки.

Заметим также, что гель, образовавшийся в охлажденных высокопроницаемых зонах пласта, обладает более высокой вязкостью, чем аналогичный гель, находящийся в горячих низкопроницаемых частях пласта. Это обстоятельство также является одним из существенных факторов, обеспечивающих преимущества данного способа.

Основная доля общих фильтрационных сопротивлений пласта сосредоточена в так называемой призабойной зоне. Именно поэтому способ предусматривает выбор таких параметров закачки рабочих агентов, при которых не происходит схватывания раствора в охлажденной призабойной зоне до завершения закачки расчетного объема раствора. В противном случае образующийся гель существенно повысит фильтрационные сопротивления высокопроницаемых зон и обусловит усиленное поступление раствора в низкопроницаемые слои, что приведет к резкому снижению эффективности технологии.

Непосредственная закачка гелеобразующего раствора в пласты с низкой температурой также имеет негативные стороны. Заметим, что понятие "низкая температура" несколько условно, т.к. в данном случае все определяется кинетикой гелеобразования, принятой к использованию гелеобразующей системы, необходимыми объемами ее закачки.

Гелеобразующий раствор будет поступать при этом как в высоко-, так и низкопроницаемые пласты, в соответствии с их фильтрационными сопротивлениями, т. е. селективность изоляции не обеспечится. Кроме того, может потребоваться длительное время для завершения гелеобразования после закачки проектного объема раствора.

В таких случаях способ предусматривает предварительный прогрев пласта, например, закачкой теплоносителя или с помощью внутрипластового горения. Зная кинетику гелеобразования используемого раствора можно выбрать температуру горячего и охлаждающего теплоносителей таким образом, чтобы процесс гелеобразования завершился вскоре после закачки проектного объема раствора. Для гарантированного завершения гелеобразования способ предусматривает остановку скважины, в которую производилась закачка раствора на необходимый срок. Отметим, что тепло, введенное в пласт в процессе предварительного прогрева, расходуется на повышение эффективности добычи. Особенно эффективно данный вариант предлагаемого способа может быть реализован в виде технологии циклических тепловых обработок добывающих скважин. После закачки пара по обычной технологии тепловых обработок скважину приходится останавливать на длительный срок с целью снижения температуры на забое. При использовании данной технологии период простоя можно сократить за счет закачки охлаждающего теплоносителя, и, в то же время, обеспечить снижение обводненности добываемой продукции за счет изоляции промытых высокопроницаемых зон гелем.

Для восстановления или повышения приемистости нагнетательных скважин или продуктивности добывающих скважин, обработанных гелеобразующими системами, а также с целью разрушения геля, который возможно образовался в низкопроницаемых слоях, способ предусматривает закачку гелеобразующего агента, например, соляной кислоты. Объемы закачки должны быть небольшими от 0,01 до 0,05 м³ на 1 м толщины пласта, с тем, чтобы обеспечить разрушение геля на расстоянии не более 1 м от ствола скважины. При разрушении геля на большей дистанции от обработки гелеобразующим раствором может быть в значительной мере снивелирован.

При закачке гелеобразующих систем, обладающих повышенной кислотностью, в карбонатные пласты скорость образования геля существенно снижается, а расход гелеобразующего раствора возрастет из-за взаимодействия раствора и породы. В этой связи способ предусматривает предварительный ввод в пласт гидрофобизирующих агентов, например, высоковязкой нефти, содержащей смолы и асфальтены, которые высаживались на зернах породы предотвращают контакт раствора и породы.

Способ осуществляется следующим образом. Экспериментально определяют физико-химические свойства гелеобразующих растворов и гелей, выбранных для конкретных условий, в частности, зависимость времени схватывания (гелеобразования) раствора от температуры, свойства коллектора и т.п. По геолого-физическим данным строят геолого-металлическую модель участка месторождения, на котором предусматривается реализация способа. С помощью математической модели проводят серию расчетов и определяют оптимальные параметры технологии, в частности: температуру, объем и темпы закачки охлаждающей воды, объемы и темпы закачки гелеобразующих систем, продолжительность остановки скважины.

В процессе реализации способа при закачке охлаждающей воды целесообразно снять профиль приемистости и, при необходимости, скорректировать расчеты.

Момент схватывания раствора в охлажденной части пласта следует определить расчетным путем на основе лабораторных данных. Параметры обработки следует определить таким образом, чтобы до окончания закачки проектного объема раствора не произошло схватывания, по крайней мере, в охлажденной части призабойной зоны пласта. На практике наступление схватывания регистрируется по резкому увеличению давления закачки (на 5, 10, 20% и более в зависимости от свойств пласта, свойств геля, объемов обработки и др.). Если охватывание произошло в процессе закачки раствора, закачку рекомендуется немедленно прекратить.

После схватывания раствора целесообразно вновь снять профиль приемистости (или притока) и определить необходимость обработки призабойной зоны гелеобразующим агентом.

Подчеркнем, что все параметры технологии целесообразно определять именно на основе расчетов с помощью математической модели в связи со сложностью протекающих процессов и разнообразием встречающихся условий. Объемы и темпы закачки охлаждающей воды должны обеспечивать охлаждение высокопроницаемых зон на радиусе на менее 2-3 м от ствола скважины. При меньших объемах зоны охлаждения не обеспечивается существенное изменение фильтрационных сопротивлений слоев пласта при следующей закачке раствора и образования геля. Согласно расчетам, разница температур охлаждающей воды и забойной должна быть не менее 10^oС, а объемы закачки гелеобразующего раствора не менее 0,5% порового объема пласта.

Отметим, что в процессе разработки возможно повторное проведение операций по закачке гелеобразующих систем.

Примеры реализации способа.

Расчетным путем с помощью модели неизотермической двухфазной фильтрации были определены технологические показатели разработки гипотетического элемента пласта предлагаемым способом.

Пятиточечный элемент пласта площадью 4 га, залегающий на глубине 1100 м, насыщен нефтью вязкостью 80 МПа.с, толщина пласта 10 м, пористость 20% Этот элемент пласта до применения предлагаемого изобретения в течение 2 лет разрабатывался путем закачки горячей воды с температурой 220^o С на устье. После 2 лет закачки воды началось резкое обводнение скважин. В связи с этим было решено провести работы по выравниванию профиля приемистости, температура на забое нагнетательной скважины составляла 180^o С.

С помощью лабораторных исследований и математической модели выбрали параметры обработки и провели ее следующим образом.

Пример 1. В скважину закачали 2300 м³ воды с температурой 70^o С для создания охлажденной зоны. Затем в скважину ввели 500 м³ гелеобразующего раствора в течение 7 суток. В качестве гелеобразующего раствора был выбран водный раствор карбамида и хлористого алюминия.

Согласно результатам лабораторных исследований и расчетов гелеобразование должно наступить через 8 суток с начала закачки раствора. Поэтому, по окончании закачки раствора скважину остановили на 1 сутки для гарантированного завершения гелеобразования в пласте.

Затем вновь приступили к закачке горячей воды. Через 12 лет после начала закачки скважины обводнились до 98% и разработку элемента прекратили. Нефтеотдача составила 34,0%

Пример 2. В течение первых трех лет разработки пятиточечного элемента пласта, аналогично приведенному в примере 1, но насыщенного нефтью вязкостью 5 мПа.с, осуществляли путем закачки в нагнетательную скважину холодной воды с температурой 20^o С.

Далее в связи с резким ростом обводненности добываемой продукции начали реализацию предлагаемого способа.

Т. к. в результате предыдущей разработки посредством закачки холодной воды в пласт имел низкую температуру (20^o С), то возникла необходимость его предварительного прогрева.

Поэтому согласно изобретению в пласт закачали 1500 м³ горячей воды с температурой 150^o С и затем 2000 м³ воды с температурой 70^o С, а далее приступили к закачке гелеобразующего агента. В качестве гелеобразующего агента использовали водный раствор карбамида, хлористого алюминия и ПАВ. В конце 7 суток закачки отмечено увеличение давления закачки, обусловленное гелеобразованием в высокопроницаемых частях пласта. Закачку раствора немедленно прекратили и оставили скважину на сутки.

Затем продолжили закачку холодной воды. При обводненности 98% нефтеотдача составила 32,5%

Пример 3. Элемент пласта разрабатывается так же, как описано в примере 1.

Через 2 года после начала закачки горячей воды, как и в примере 1, в скважину закачали 2300 м³ воды с температурой 70^o С, после чего ввели 500 м³ гелеобразующего агента на основе водного раствора карбамида и хлористого алюминия. Затем в пласт закачали 2 м³ гелеобразующего агента, в качке которого выбрали соляную кислоту 25% концентрации. После чего пласт разрабатывали так же, как описано в примере 1.

При этом конечная нефтеотдача достигла 34,15%

Пример 4. Элемент пласта имел такие же характеристики, что и в примере 1, за исключением того, что в данном примере пласт сложен породами карбонатного типа.

При осуществлении предлагаемого способа в пласт закачали 2300 м³ воды с температурой 70^o С, после этого в пласт ввели гидрофобизирующий агент для предотвращения контакта гелеобразующего агента и породы. В качестве гидрофобизирующего агента использовали высоковязкую нефть, содержащую 25% асфальтенов. Нефти закачки 60 м³ и закрыли скважину на двое суток.

Затем в скважину ввели 500 м³ водного раствора карбамида и хлористого алюминия.

Далее разработка осуществлялась так, как описано в примере 1. Нефтеотдача составила 32,0%

Пример 5. Согласно прототипу элемент пласта с теми же, что и в примере 1 характеристиками, разрабатывался следующим образом.

Через 2 года закачки горячей воды в прогретый пласт закачали 500 м³ гелеобразующего агента на основе водного раствора карбамида и хлористого алюминия. При этом гелеобразование происходило практически сразу же после поступления раствора в пласт. Приемистость нагнетательной скважины при этом оказывалась, примерно, на 10% ниже, чем при реализации предлагаемого способа.

При обводнении скважин до 98% нефтеотдача составила 29%

Пример 6. После двух лет эксплуатации скважина, вскрывшая пласт с нефтью вязкостью 35 мПа.с при пластовой температуре 40^oС, обводнилась на 70%

При проведении изоляционных работ по известному способу в нее закачали 300 м³ раствора с температурой 65^o С и закрыли на 2 недели.

Затем скважину стали периодически (каждые 3-4 дня) пускать в эксплуатацию, отбирая пробы продукции. По результатам химического анализа проб было установлено, что и по прошествии месяца после обработки гель в пласте не образовался. Обработка оказалась неудачной, обводненность продукции не уменьшилась. При обработке по предлагаемому способу в скважину закачали 1000 м³ горячей воды с температурой 175^oС и затем 800 м³ воды с температурой 75^o С. Радиус зоны охлаждения составил при этом 6 метров. Затем в скважину закачали 250 м³ раствора с температурой 70^oС и остановили ее на 2 суток. До обработки дебит скважины по жидкости составлял 40 м³/сутки, обводненность 70% После обработки дебит жидкости увеличился до 50 м/сутки, а обводненность снизилась до 30% В результате за месяц эксплуатации после обработки дополнительно добыто более 700 т нефти.

Из приведенных примеров видно, что преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является увеличение нефтеотдачи. Это связано с тем, что после закачки гелеобразующего агента в пласте происходит выравнивание проницаемостей разнопроницаемых пропластков, что влечет за собой увеличение охвата пласта вытеснением.