способ обработки призабойной зоны скважин, вскрывших неоднородный нефтяной пласт

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины, вскрывшей неоднородный нефтяной пласт, заключающийся в закачке в призабойную зону скважины агентов, изменяющих фильтрационное сопротивление слоев пласта, отличающийся тем, что в призабойную зону пласта последовательно закачивают агент, увеличивающий фильтрационное сопротивление при увеличивающемся во времени давлении на забое скважины от пластового в начале обработки до максимального в конце обработки, и агент, уменьшающий фильтрационное сопротивление при уменьшающемся во времени давлении на забое скважины от максимального в начале обработки до пластового в конце обработки, при этом максимальное давление и в том и в другом случае должно быть меньше давления гидроразрыва пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к способам обработки призабойной зоны скважин (ПЗС), вскрывших неоднородный по проницаемости и насыщенности нефтяной пласт.

Известны способы обработки ПЗС, вскрывших неоднородный нефтяной пласт, заключающиеся в изменении фильтрационного сопротивления (ФС) слоев призабойной зоны пласта путем закачки в пласт агентов, уменьшающих ФС пласта, или закачки в пласт агентов, увеличивающих ФС [1-3].

В качестве наиболее близкого аналога можно принять один из указанных выше способов обработки ПЗС, вскрывших неоднородный нефтяной пласт, заключающийся в закачке в призабойную зону скважины агента, уменьшающего фильтрационное сопротивление [3].

В известных способах, в том числе и в способе-прототипе, агенты, изменяющие ФС слоев пласта, закачивают в призабойную зону пласта при постоянном давлении.

В известном способе не обеспечивается достаточная селективность поступления агентов в слои призабойной зоны пласта.

Цель изобретения - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины, вскрывшей неоднородный по проницаемости и насыщенности нефтяной пласт за счет увеличения селективности поступления агентов, уменьшающих фильтрационное сопротивление, в низкопроницаемые слои призабойной зоны со значительными остаточными запасами нефти, а агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление, - в высокопроницаемые, пересеченные трещинами, обводненные, загазованные слои пласта.

Цель достигается тем, что способ обработки призабойной зоны скважины, вскрывшей неоднородный нефтяной пласт, предусматривает закачку в призабойную зону скважины агентов, изменяющих фильтрационное сопротивление пласта. Закачку агентов производят с изменяющимся во времени давлением на забое скважины, причем агенты, уменьшающие фильтрационное сопротивление, закачивают при увеличивающемся во времени давлении на забое скважины, а агенты, увеличивающие фильтрационное сопротивление, - при уменьшающемся во времени давлении.

Сущность (механизм) заявленного способа состоит в том, что при закачке жидких рабочих агентов через скважину в неоднородный пласт при нестационарном увеличении забойного давления межслойные упругие перепады давления заставляют закачиваемую жидкость из скважины поступать преимущественно (селективно) в низкопроницаемые слои разреза пласта. Напротив, при нестационарном уменьшении давления - в высокопроницаемые.

Способ осуществляется следующим образом: в скважину в призабойную зону пласта закачивается агент, увеличивающий фильтрационное сопротивление слоев пласта, либо агент, уменьшающий фильтрационное сопротивление, либо последовательно два агента - один, увеличивающий, другой, уменьшающий фильтрационное сопротивление пласта.

Закачку агентов производят с изменяющимся во времени давлением путем изменения расхода закачиваемой в скважину жидкости. Агенты, увеличивающие и уменьшающие ФС, закачивают в объеме слоев призабойной зоны соответственно с низкой и высокой проницаемостью.

В качестве агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление, могут быть использованы водные и органические растворы различных высокомолекулярных полимеров и композиции на их основе, в том числе облегченные с добавлением газов, высоковязкие нефти, стабилизированные водонефтяные эмульсии, различные силикатные, тампонажные композиции, а в качестве агентов, уменьшающих фильтрационное сопротивление, - водные растворы поверхностно-активных веществ, щелочи, кислоты, низкомолекулярные органические растворители, газожидкостные растворы этих агентов, нагретые рабочие агенты.

Агенты, уменьшающие фильтрационное сопротивление, закачивают при увеличивающемся во времени давлении на забое скважины от пластового в начале обработки до максимального в конце обработки, а агенты, увеличивающие фильтрационное сопротивление, - при уменьшающемся во времени забойном давлении от максимального в начале обработки до пластового в конце обработки.

Максимальное забойное давление и в том, и в другом случае должно быть меньше давления гидравлического разрыва пласта и давления, при котором нарушается герметичность колонны скважины (давление опрессовки). Давление изменяют путем изменения расхода жидкости, закачиваемой в скважину.

Сопоставление заявленного способа с прототипом представлено в таблице. Примеры 1, 2, 5 относятся к известным способам, примеры 3, 4, 6, 7 - к заявленному способу.

Примеры даны для двух призабойных зон: A - призабойная зона с высоким фильтрационным сопротивлением и B - призабойная зона с низким фильтрационным сопротивлением; они отличаются друг от друга по этому параметру в 14 раз. Каждая скважина вскрывает двухслойный нефтяной пласт. Свойства объектов по слоям: индексы А, В относят параметр к скважине; индексы 1, 2 - к слоям пласта в скважине, например, индекс В₂ - второй слой скважины - объекта В, т.е. ПЗС с низким ФС и т.д.).

Глубина скважин H_A=H_B=1200 м, объем эксплуатационной колонны скважины 3 м³; пластовое давление P_A=P_B=10 МПа (следовательно, в остановленных скважинах объем ствола, заполненного пластовой жидкостью, 2,5м³, незаполненный 0,5м³); температура ПЗС T_L= 40^oC; толщина слоев ПЗС h_A1=h_A2=h_B1=h_B2=4 м; проницаемость слоев ПЗС K_A1= 0,5D, K_A2=0,1D, K_B1=1D, K_B2=0,2D; пористость m_A1= m_B1= 0,22, m_A2=m_B2=0,18; водонасыщенность ПЗС перед обработкой S_A1=S_B1= 0,5, S_A2= S_B2= 0,3; нефтенасыщенность - дополняет водонасыщенность слоя до единицы; вязкость пластовой нефти в слоях при 40^oC на объекте A ^H_A1 = ^H_A2 = 20 мПа с, на объекте B ^H_B1 = ^H_B2 = 2 мПа с, вязкость воды ^H_A1 = ^H_A2 = ^В_B1 = ^В_B2 = 1 мПа с.

Фильтрационное сопротивление (ФС) ПЗС определяется соотношением

,

где f_i= 1/2 - доля толщины i-го слоя пласта по отношению к толщине пласта, вскрытого скважиной;

_i = ^H(1 - S_i) + ^BS_i - эффективная вязкость смеси нефти и воды в i-м слое, для объекта A: в слое 1 _A1 =200,5+10,5= 10,5 мПас, в слое 2 _A2= 200,7+10,3= 14,3 мПас; для объекта B: _B1 =1,5 мПас, _B2 =1,7мПа

Гидропроводности слоев объектов



различаются в скважине A в 6,0 раз, в скважине B - в 5,6 раза. Фильтрационное сопротивление перед обработкой ПЗС



различается в 14 раз.

В качестве агента, увеличивающего ФС ПЗС, принят водный раствор полиакриламида концентрацией 2% с вязкостью раствора (при температуре 40^oС) 200 мПас; в качестве агента, уменьшающего ФС ПЗС, принят водный раствор ПАВ неонол АФ_9-12 концентрацией 10% с вязкостью раствора (при 40^oC) 0,95 мПас. Раствор ПАВ обеспечивает снижение вязкости нефти в 2 раза. Уменьшение предельной остаточной нефтенасыщенности ПЗС при закачке растворов, увеличивающих и уменьшающих ФС, принято на 10% меньше, чем при вытеснении нефти водой. Предельная объемная емкость сорбции растворов агентов равна 10% порового объема в ПЗС.

Объем закачиваемых растворов 15 м³.

Расчеты эффективности обработки ПЗС по технологиям - прототипу и по заявленному способу - выполнены на основе математической двухслойной (гидродинамически несообщающейся за исключением точки входа) модели двухфазной упругой неизотермической фильтрации нефти и воды с добавлениями активных примесей с учетом межфазового обмена (ПАВ-ом) и сорбции ПАВ и полимера в слоях ПЗС. Расчеты выполнены в два этапа: первый - сама обработка ПЗС - закачка растворов; второй - эксплуатация скважины после ОПЗ - добыча жидкости из скважины, если скважина после ОПЗ вводится как добывающая, или закачка в скважину воды, если скважина вводится как нагнетательная.

До ОПЗ для добывающих скважин дебит жидкости принят равным 10 м³/сут, для нагнетательных темп закачки воды 100 м³/сут. После ОПЗ темпы отбора и закачки приняты постоянными и равными их значениям до ОПЗ (для корректного сравнения).

Длительность счета после ОПЗ принята равной: 1) при отборе жидкости - 50 объемам раствора, закаченного в ПЗС при ОПЗ, т.е. 5015=750 м³ жидкости или по времени 750 м³/10 м³/сут=75 сут, что примерно соответствует длительности эффекта; 2) при закачке воды в скважину - 500 объемам закачки в ПЗС при ОПЗ, т. е. 50015=7500 м³ воды, что по времени соответствует 7500/100=75 сут, что также примерно соответствует длительности эффекта от обработки ПЗС. Средний темп закачки агента при обработке ПЗС - в интервале 0-6 м³/ч.

Пример 1. Обработка ПЗС с высоким ФС (объект A) ненагретым агентом, уменьшающим ФС, при постоянном давлении закачки. Закачка производится в предварительно остановленную скважину с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.

Последовательность закачки: раствор ПАВ в объеме 15 м³, затем вода для продавки раствора ПАВ из ствола скважины в пласт 3 м³ (объем эксплуатационной колонны).

Давление закачки: на устье скважины около 8 МПа поддерживается постоянным в процессе закачки раствора и продавки его водой, на забое скважины 20 МПа.

Результаты ОПЗ см. в таблице, пример 1: всего 13% закаченного раствора поступило в низкопроницаемый слой ПЗС, 87% - в высокопроницаемый (где он в принципе не нужен). Если скважину после ОПЗ ввести в эксплуатацию под нагнетание воды, то всего 14% закачиваемой воды поступит в низкопроницаемый слой, а 86% - в высокопроницаемый. Если скважину после ОПЗ ввести в эксплуатацию как добывающую, то 10% жидкости будут извлекаться из низкопроницаемого слоя, а 90% - из высокопроницаемого, при этом средняя обводненность жидкости, извлеченной из скважины за расчетный период времени, составит около 49%.

Пример 2. Обработка ПЗС с высоким ФС (объект A) нагретой водой при постоянном давлении закачки - тепловая обработка ПЗС. Закачка производится в предварительно остановленную скважину с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.

Последовательность закачки: нагретая вода в объеме 15 м³, затем ненагретая вода для продавки нагретой воды из ствола скважины в пласт 3 м³.

Температура нагретой воды на забое скважины принята равной 100^oC.

Давление закачки: на устье 8МПа поддерживается постоянным в течение всего процесса закачки и продавки, на забое 20 МПа.

Пример 3. Обработка ПЗС с высоким ФС (объект A) ненагретым агентом, уменьшающим ФС, при увеличивающемся забойном давлении от пластового до максимального. Закачка производится в предварительно остановленную скважину с забойным давлением, равным пластовому 10МПа.

Последовательность закачки: раствор ПАВ в объеме 15 м³, затем вода для продавки раствора из ствола скважины в пласт 3 м³. Всего объем жидкости, прошедшей через устье скважины 15+3=18 м³.

Давление закачки непрерывно увеличивается: забойное от пластового 10 МПа в начале операции до максимального, равного двум пластовым, 20 МПа в конце обработки, в том числе давление в момент перехода от закачки раствора ПАВ на закачку воды для его продавки 10+(20-10)/18=18,3 МПа; на устье скважины соответствующие им давления будут: ноль в начале обработки; 8МПа - в конце; 818,3/20= 7,3 МПа в момент перехода закачки от раствора ПАВ на продавочную воду.

Пример 4. Обработка ПЗС с высоким ФС (объект A) нагретой водой при увеличивающемся давлении на забое скважины от пластового до двух пластовых - тепловая обработка ПЗС. Закачка начинается в предварительно остановленной скважине с забойным давлением, равным пластовому.

Последовательность закачки - нагретая вода в объеме 15 м³, затем ненагретая вода для продавки нагретой в пласт 3 м³. Всего 18 м³, из которых в пласт поступает 15 м³.

Давление закачки непрерывно увеличивается идентично примеру 3.

Пример 5. Обработка ПЗС с низким ФС (объект B) агентом, увеличивающим ФС, с постоянным давлением закачки. Закачка начинается в предварительно остановленной скважине с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.

Последовательность закачки: раствор агента, увеличивающего ФС, в объеме 15 м³, затем вода для продавки раствора из скважины в пласт в объеме 3 м³. Всего 18 м³ жидкости прошло через устье скважины, из них 15 м³ поступило в ПЗС.

Давление закачки: на забое скважины 20МПа, на устье 8МПа поддерживается постоянным в процессе закачки.

Пример 6. Обработка ПЗС с низким ФС (объект B) агентом, увеличивающим ФС, при уменьшающемся забойном давлении от двух пластовых до пластового. Закачка начинается в предварительно остановленной скважине с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.

Последовательность закачки: раствор агента, увеличивающего ФС, в объеме 15 м³, затем вода для продавки раствора в пласт в объеме 3 м³.

Давление закачки: для первой порции агента 0,5 м³ забойное - от пластового 10 МПа увеличивается до 12 МПа, устьевое - от нуля практически не возрастает (идет заполнение колонны жидкостью до устья); для второй порции раствора агента объемом примерно 2,5 м³ забойное - от 12 МПа увеличивается до двух пластовых 20 МПа, устьевое увеличивается от нуля до 8 МПа, при этом раствор агента, увеличивающего ФС, продавил столб жидкости из ствола колонны в пласт и подошел к забою скважины; для последующей порции раствора объемом 12 м³ и продавочной порции воды объемом 3 м³ (всего 15 м³) забойное - от 20 МПа (в начале поступления раствора в ПЗС) уменьшается до одного пластового 10 МПа в конце закачки продавочной воды, устьевое уменьшается от 8 МПа до нуля, в том числе в момент переключения закачки с раствора на продавочную воду забойное давление составляет 20-(20-10)12/15= 12 МПа, а устьевое 8-812/15=1,6 МПа.

Пример 7. Комбинированная обработка ПЗС с низким ФС (объект B) агентом, увеличивающим ФС, при уменьшающемся забойном давлении от двух пластовых до одного пластового и ненагретым агентом, уменьшающим ФС, при увеличивающемся забойном давлении от пластового до двух пластовых. Вначале закачивается агент, увеличивающий ФС, который селективно поступает в высокопроницаемые слои и "закрывает" их, затем агент, уменьшающий ФС, селективно поступающий в низкопроницаемые слои. Смешение агентов в слоях минимально, эффект выравнивания профиля значительно больше, чем в предыдущих примерах.

Закачка начинается в предварительно остановленной скважине с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.

Последовательность закачки: раствор агента, увеличивающего ФС, в объеме 15 м³, затем раствор агента, уменьшающего ФС, в объеме 15 м³, затем вода для продавки его в пласт в объеме ствола скважины 3 м³.

Давление закачки: для первой порции агента, увеличивающего ФС, в объеме 0,5 м³ забойное - от пластового 10 МПа увеличивается до 12 МПа, устьевое - от нуля практически не возрастает (идет заполнение колонны скважины до устья); для второй порции агента, увеличивающего ФС, в объеме 2,5 м³ забойное - от 12 МПа увеличивается до двух пластовых 20 МПа, устьевое - увеличивается от нуля до 8 МПа, при этом раствор агента, увеличивающего ФС, продавил столб жидкости из ствола скважины в пласт и подошел к забою скважины; для последующей порции раствора агента, увеличивающего ФС, 12 м³ и первой порции агента, уменьшающего ФС, в объеме 3 м³ (всего 15 м³) забойное - от 20 МПа (в начале поступления агента, увеличивающего ФС, в пласт) уменьшается до пластового 10 МПа в конце закачки первой порции агента, уменьшающего ФС, устьевое - уменьшается от 8 МПа до нуля, в том числе в момент переключения закачки с агента, увеличивающего ФС, на агент, уменьшающий ФС, забойное давление составляет 12 МПа, а устьевое 1,6 МПа, при этом агент, уменьшающий ФС, продавил агент, увеличивающий ФС, из ствола скважины в пласт и подошел к забою скважины; для последующей порции агента, уменьшающего ФС, объемом 12 м³ и продавочной воды 3 м³ забойное давление - от пластового 10 МПа (в начале поступления агента, уменьшающего ФС, в пласт) увеличивается до двух пластовых 20 МПа в конце закачки продавочной воды, устьевое - от нуля до 8 МПа, в том числе в момент переключения закачки от агента, уменьшающего ФС, на продавочную воду забойное равно 10+(20-10)12/15=18 МПа, устьевое 812/15= 6,4 МПа.

Результат обработки см. в таблице, пример 6: 5% агента, увеличивающего ФС, поступило в низкопроницаемый слой (т.е. "не по адресу"), 95% - в высокопроницаемый ("по адресу"), 90% агента, уменьшающего ФС, поступило в низкопроницаемый слой ("по адресу") и лишь 10% - в высокопроницаемый ("не по адресу"). В результате, если скважина после ОПЗ вводится под закачку воды, то 35% закачиваемой воды поступает в низкопроницаемый слой, а 65% - в высокопроницаемый слой; если скважина после ОПЗ вводится как добывающая, то 43% жидкости отбирается из низкопроницаемого слоя, а 57% - из высокопроницаемого слоя, при этом доля воды в продукции в среднем составляет 38%.

Сопоставление заявленного способа (примеры 3, 4, 6, 7) с прототипом (примеры 1, 2, 5) позволяет сделать следующее заключение:

1) закачка агентов, уменьшающих ФС, в том числе нагретых, по заявленному способу обеспечивает в 3-4 раза большее (по сравнению с прототипом) поступление раствора в низкопроницаемые слои разреза пласта, соответственно во столько же раз меньше потери раствора в высокопроницаемых слоях (которые в нем не нуждаются). В результате после ОПЗ, если скважину ввести в эксплуатацию как водонагнетательную, то доля закачиваемой воды, поступающей в низкопроницаемые слои, возрастает в 2,5-3 раза, что существенно улучшает профиль вытеснения нефти водой. Если после ОПЗ скважину ввести как добывающую, то в 3-4 раза увеличивается доля жидкости, извлекаемой из низкопроницаемых слоев, при этом вследствие большей нефтенасыщенности низкопроницаемых слоев доля нефти в продукции скважины на 6-8% оказывается выше (на столько уменьшается обводненность);

2) закачка растворов, увеличивающих ФС, обеспечивает по заявленному способу в 3-4 раза меньшее поступление высоковязкого раствора в низкопроницаемые слои пласта (куда их поступление вообще нежелательно), следовательно, в 3-4 раза большее поступление этого агента в высокопроницаемые слои. В результате после ОПЗ, если в скважину закачивать воду, то доля воды, поступающей в низкопроницаемые слои, увеличивается в 2,0-2,5 раза. Если скважину ввести под добычу жидкости, то в 2,5-3,0 раза больше жидкости извлекается из низкопроницаемых слоев, при этом с обводненностью продукции на 5-6% меньшей;

3) комбинированная последовательная закачка агентов, увеличивающих и уменьшающих ФС, в ПЗС. По этой технологии 90-95% агентов адресно поступает по слоям - агент, увеличивающий ФС, в высокопроницаемые слои, а агент, уменьшающий ФС, в низкопроницаемые. В результате если после комбинированной ОПЗ по заявленному способу скважину ввести как добывающую, обводненность снижается на 10-12%, а если ввести под нагнетание воды, то профиль вытеснения выравнивается почти в 5-6 раз.

Нестационарное изменение (рост или уменьшение) забойного давления в скважине контролируется и регулируется по давлению на устье скважины в процессе закачки, а именно забойное давление равно устьевому плюс гидростатическое давление столба раствора в стволе скважины (минус 0,2-0,5 МПа потерь давления на трение в стволе скважины, которыми можно пренебречь по сравнению с гидростатическим без ущерба для качества регулирования ОПЗ).

Заявленный способ можно эффективно применять на всех скважинах, обрабатываемых по технологии-прототипу, в действующих, бездействующих, нагнетательных и добывающих без дополнительных затрат.