способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта с глиносодержащим коллектором

Формула изобретения

1. СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА С ГЛИНОСОДЕРЖАЩИМ КОЛЛЕКТОРОМ, включающий нагрев призабойной зоны путем внутрипластового горения и последующую закачку ненагретой воды, отличающийся тем, что нагрев призабойной зоны осуществляют до температуры, обеспечивающей кристаллохимическое преобразование минеральных глин, формируют вторичные трещины понижением пластового давления в призабойной зоне путем отбора пластовых флюидов, магнетание ненагретой воды производят давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта в объеме, обеспечивающем снижение температуры нагретой призабойной зоны до начальной.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед отбором пластовых флюидов в пласт закачивают ненагретую воду или инертный газ в объеме, равном объему пор нагретой призабойной зоны.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений тепловыми методами с использованием внутрипластовых окислительных процессов и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известны способы воздействия на призабойную зону с использованием внутрипластового горения, в которых регулированием подачи воздуха достигается неполное сжигание пластовой нефти, т.е. образующимся коксом укрепляется коллектор [1] Данные способы рекомендуются для применения в рыхлых высокопроницаемых коллекторах.

Известен способ тепловой обработки пласта, заключающийся в нагреве призабойной зоны методом ВГ с последующим нагнетанием ненагретой воды [2] Температура прогрева должна быть выше температуры парообразования в пластовых условиях с целью более глубокого прогрева призабойной зоны паром, образующимся при фильтрации нагретой воды через термообработанную зону скважины, и, как следствие, увеличения нефтеотдачи пласта. Увеличению нефтеотдачи способствует также повышение проницаемости призабойной зоны за счет выгорания тяжелых остатков нефти.

Однако этот способ сориентирован для воздействия на песчаные коллекторы нефти, поскольку при его реализации не учитывается возможность химических превращений материала коллектора при высокотемпературном воздействии. Правильно организованное температурное воздействие на глиносодержащий коллектор с учетом термической стойкости слагающих минералов может значительно усилить эффект от применения способа за счет более существенного увеличения проницаемости призабойной зоны скважины.

Это обусловлено тем, что глинистые минералы при термическом воздействии претерпевают кристалло-химические преобразования. Они начинаются с температур порядка 100^оС и заканчиваются при 550-600^оС в зависимости от химического и минералогического состава глинистых пород. В результате этих преобразований кристаллическая решетка минералов уплотняется, стабилизируется и глинистая порода приобретает после обжига механические свойства достаточно жесткой структуры. До обжига глинистая порода обладает вязкопластичными свойствами.

Кроме того результатом высокотемпературного воздействия является практическое прекращение или очень сильное замедление реакций ионного обмена между глинистыми минералами и находящимися в воде (нагнетаемой с поверхности) ионами натрия, кальция, калия и др. металлов. Активное протекание этих реакций вызывает увеличение объема глин и снижение проницаемости глинистого коллектора во много раз.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи и увеличение охвата воздействием за счет образования вторичной трещиноватости по всему объему нагретой призабойной зоны.

Цель достигается тем, что нагрев призабойной зоны осуществляют до температуры, обеспечивающей кристалло-химическое преобразование минеральных глин, формируют вторичные трещины понижением пластового давления в призабойной зоне за счет отбора пластовых флюидов, нагнетание ненагретой воды производят давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта в объеме, обеспечивающем снижение температуры нагретой призабойной зоны до начальной.

Температурный режим прогрева призабойной зоны определяется экспериментально на конкретной породе глинистого коллектора. Исследования заключаются в снятии и сопоставлении фильтрационных характеристик образцов до и после термического воздействия с различными температурными режимами. Оптимальным является режим, позволяющий добиться максимального увеличения проницаемости для воды при наименьших энергетических затратах (минимальной температуре). После определения температуры процесса горения выбирается технологический режим его реализации, создающий искомую температуру (сухое горение, влажное горение, горение с закачкой дополнительного топлива).

Создание искусственных трещин осуществляется снижением давления на забое скважины, в результате чего возрастают эффективные нагрузки на скелет пласта из-за разницы между горным и пластовым давлением. Обоженные глинистые породы в призабойной зоне проходят стадии упругой и упруго-пластичной деформации. Неупругие деформации сопровождаются микроразрушениями и дроблением пористых блоков трещинами на более мелкие блоки, что приводит к образованию вторичной трещиноватости. В необожженных частях глинистого коллектора вследствие его вязкопластичных свойств вторичная трещиноватость не образуется. Если теперь поднять давление в призабойной зоне до пластового, то ее проницаемость значительно увеличится вследствие раскрытия вторичных трещин и появления новых, так называемых трещин разгрузки. Последующее снижение забойного давления при пуске скважины в эксплуатацию приводит к увеличению нагрузки на породу и уменьшению проницаемости, однако она будет выше, чем при отсутствии вторичной трещиноватости.

При реализации способа после термообработки осуществляется интенсивный отбор газа при повышенных депрессиях на пласт, равных 0,4-0,6 начального пластового давления. При указанных депрессиях забойное давление уменьшается ниже значения, соответствующего появлению вторичной трещиноватости. Величину снижения забойного давления обосновывают экспериментально на образцах обожженных пород при моделировании пластовых условий.

Последующее форсированное нагнетание ненагретой воды ставит целью не только подъем пластового давления для раскрытия вторичных трещин, но и образование новых в результате термических напряжений, вызванных внедрением масс ненагретой воды в термообработанную зону. Этим и опpеделяется условие продолжения нагнетания до момента снижения температуры нагретой зоны до начальной пластовой. Форсированный темп нагнетания необходим для создания максимально возможного градиента температур между забоем и призабойной зоной.

Заполнение порового объема нагретой призабойной зоны ненагретой водой или инертным газом перед операцией по образованию вторичной трещиноватости производится только в том случае, когда в результате снижения забойного давления в стволе скважины возможно образование взрывоопасной смеси углеводородного газа, попадающего сюда из других пластов из-за нарушения герметичности обсадной колонны, и кислорода, находящегося в выжженном объеме призабойной зоны. Вытеснение кислорода из выжженного объема в область остаточной нефтенасыщенности и повышенной температуры, где происходит его полная утилизация, делает безопасной разрядку скважины (снижение забойного давления).

После обработки по заданной схеме призабойной зоны одной скважины или группы скважин воздействуют на другую группу скважин. Это позволяет существенно улучшить коллекторские свойства глиносодержащего коллектора за счет образования дополнительной трещиноватости.

Использование предлагаемого способа разработки призабойной зоны обеспечивает по сравнению с известными способами термической обработки следующие преимущества: ориентация на повышение нефтеотдачи пластов, находящихся в трудных геолого-физических условиях; дополнительное увеличение проницавемости призабойной зоны скважины за счет образования вторичной трещиноватости только с использованием свойств пластовой системы; возможность использования обработанных скважин как добывающих, так и водонагнетательных.

Способ смоделирован в лабораторных условиях. В опытах использовался обожженный в муфельной печи при 550^оС в течение 6 ч образец монтмориллонитовых отложений пласта А₁¹⁺² нижневартовского свода. Образец устанавливался в кернодержатель с гидрообжимом. Давление гидрообжима 13,0 МПа, начальное внутрипоровое (пластовое) давление 7,0 МПа. В процессе исследований пластовое давление ступенчато снижали до 4,0 МПа, затем повышали до начального пластового и снова снижали до 2,0 МПа. При каждом значении внутрипластового давления определялся параметр, характеризующий проницаемость образца по воде Q/ P, где Q расход воды; Р перепад давления на концах образца.

В таблице приведены результаты исследований. Значения давлений даны в порядке изменения в опытах.

Как следует из результатов исследований, снижение пластового давления приводит к ухудшению фильтрационных характеристик вследствие уплотнения образца. Однако при снижении давления ниже давления образования вторичной трещиноватости (в данном случае 2,0 МПа) и последующем восстановлении пластового давления наблюдается резкое улучшение фильтрационных характеристик. Так при достижении начального пластового давления в предложенном способе проницаемость возрастает в 7 раз. При повторном снижении давления фильтрационные характеристики ухудшаются, однако преимущества способа сохраняются.