способ разработки массивной нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки массивной нефтяной залежи с затрудненной гидродинамической связью между нефтяной залежью и подстилающими ее водонасыщенными породами из-за наличия отложений солей и твердых углеводородов, закупоривающих фильтрационные каналы, включающий нагнетание вытесняющего агента, периодические определения химического состава добываемой попутно с нефтью воды, периодические замеры пластового давления в добывающих, нагнетательных и контрольных скважинах, отличающийся тем, что активизируют гидродинамическую связь нефтяной залежи с подстилающими ее водонасыщенными породами за счет увеличения проницаемости породы на границе между ними, для чего по данным о химическом составе пластовой воды, минералов продуктивного пласта и отложений, которыми заполнены фильтрационные каналы в нижних интервалах залежи, смежных с плоскостью водонефтяного контакта, в качестве вытесняющего агента в начальный период проведения работ по поддержанию пластового давления под водонефтяной контакт закачивают жидкие растворители указанных выше отложений: пресную или слабоминерализованную воду, и/или неорганические, и/или органические взаиморастворимые растворители или их смеси.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в процессе бурения скважины, предназначенной для закачки под водонефтяной контакт растворителей и вытесняющих агентов, по мере углубления производят определение ее приемистости и при вскрытии интервала, обладающего на принятой глубине закачки заданной приемистостью, - дальнейшее углубление скважины прекращают, а выбранный для закачки интервал изолируют от вышерасположенной части разреза.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что закачку растворителей под водонефтяной контакт производят периодически.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки массивных нефтяных залежей с использованием заводнения.

Известен способ, согласно которому осуществляется закачка воды непосредственно в рифовую залежь (Никитин Ю.И. Проблемы поддержания пластового давления при разработке Белокаменного месторождения / Ю.И. Никитин, Н.Д. Лихой // Недра Поволжья и Прикаспия, 1999 .- 20.-С. 59-64).

Недостатком этого способа является то, что при высокой неоднородности трещинно-кавернозно-пористой среды создать в пласте равномерный фронт вытеснения нефти водой трудно. Динамика движения воды со стороны нагнетательной скважины характеризуется кинжальными прорывами по системе трещин и высокопроницаемым зонам, каналам, трещинам, что приводит к быстрому обводнению добывающих скважин и вследствие этого снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Известен способ разработки кавернозно-трещиноватых коллекторов водоплавающих залежей, согласно которому для выравнивания фронта продвижения воды осуществляют ее отбор через специально пробуренные скважины. Благодаря активному отбору воды производятся периодические замеры пластового давления в добывающих, нагнетательных и контрольных скважинах, снижается вероятность обводнения скважин из-за прорыва воды по наиболее проницаемым каналам пласта. При равномерном распределении скважин обеспечивается невысокая скорость фильтрации, что способствует сегрегации флюидов пласта по удельному весу, за счет этого увеличивается период безводной эксплуатации добывающих скважин (Патент 179262, Венгрия. - Методы выравнивания фронта продвижения воды в трещинно-кавернозном коллекторе и увеличения нефтеотдачи пласта).

Одним из существенных недостатков данного изобретения является проблема добычи в большом объеме и утилизации добываемой воды, что приводит к большим энергетическим затратам и отрицательным экономическим последствиям.

Существенным недостатком приведенных выше способов является то, что их применение в условиях затрудненной связи нефтяной залежи с подстилающими ее водонасыщенными породами из-за ухудшенной проницаемости породы и отдельных фильтрационных каналов в интервале и ниже водонефтяного контакта требует больших энергетических затрат, так как недостаточно используется для поддержания пластового давления естественная энергия водонасыщенных пород, залегающих ниже водонефтяного контакта.

Таким образом, исходя из вышеизложенных материалов, нами не обнаружено надежно обоснованных способов разработки рифовых нефтяных залежей, характеризующихся значительной фильтрационной неоднородностью и имеющих затрудненную гидродинамическую связь с подстилающими их водонасыщенными породами.

Предлагаемым способом решается рациональная разработка массивной нефтяной залежи, отбор жидкости из которой не компенсируется поступлением пластовой воды вследствие затрудненной связи нефтяной залежи с подстилающими ее водонасыщенными породами из-за закупорки фильтрационных каналов (трещин) солями, твердыми углеводородами, выпавшими в процессе формирования или разработки залежи.

Для снижения энергозатрат активизируют гидродинамическую связь нефтяной залежи с подстилающими ее водонасыщенными породами за счет увеличения проницаемости породы на границе между ними, для чего по данным о химическом составе пластовой воды, минералов продуктивного пласта и отложений, которыми заполнены фильтрационные каналы в нижних интервалах залежи, смежных с плоскостью водонефтяного контакта, в качестве вытесняющего агента в начальный период проведения работ по поддержанию пластового давления под водонефтяной контакт закачивают жидкие растворители указанных выше отложений: пресную или слабоминерализованную воду, и/или неорганические, и/или органические взаиморастворимые растворители или их смеси, причем закачку растворителей продолжают до стабилизации снизившегося перепада давления в интервале от глубины закачки до глубины плоскости водонефтяного контакта.

В связи с этим периодически определяют химический состав нефти и добываемой попутно с ней воды, а также замеряют давление в добывающих, и/или нагнетательных, и/или контрольных скважинах. Определяют также химический состав пластовой воды, минералов продуктивного пласта и отложений, которыми заполнены фильтрационные каналы в нижних интервалах нефтяной залежи, смежных с плоскостью водонефтяного контакта и ниже него, в подстилающих водонасыщенных породах.

Для выбора наиболее эффективных интервалов закачки растворителей и вытесняющих агентов, обеспечивающих необходимую приемистость нагнетательной скважины при минимальной репрессии на пласт и равномерное распределение по площади залежи вытесняющих агентов, в процессе бурения скважины, предназначенной для закачки под водонефтяной контакт растворителей и вытесняющих агентов, по мере ее углубления производят определение приемистости отдельных интервалов и при вскрытии интервала, обладающего на принятой глубине закачки заданной приемистостью, дальнейшее углубление скважины прекращают, а выбранный для закачки интервал изолируют обсадной колонной или пакером от вышерасположенной части разреза.

При этом для регулирования процесса растворения указанных выше отложений, уменьшения затрат энергии и объема растворителей закачку растворителей под водонефтяной контакт производят периодически. В периоды прекращения закачки растворителей по замерам давления в добывающих, и/или нагнетательных, и/или контрольных скважинах определяют пластовое давление на различной глубине в нефтяной залежи и подстилающей ее водонасыщенной породе, определяют величину перепада давления в интервале от глубины закачки до глубины плоскости водонефтяного контакта. Закачку растворителей прекращают после достижения стабильного значения снизившегося перепада пластового давления в данном интервале глубин.

Химический состав растворителя и технологию его закачки определяют исходя из литологического состава подстилающих нефтяную залежь водонасыщенных пород и химического состава пластовой воды. Закачиваемый растворитель/растворители подбирают так, чтобы они могли растворять как отложения солей и твердых углеводородов в ранее залеченных трещинах и каналах, так и присутствующие в породе минералы: гипс, кальцит, ангидрит, доломит и др. Такими реагентами, в зависимости от вещественного состава закупоривающих трещины отложений, являются неорганические, органические, взаиморастворимые растворители: опресненные или низкоминерализованные воды, растворители твердых углеводородов, различные комбинации указанных выше растворителей.

Растворитель предлагается закачивать под водонефтяной контакт на определенном расстоянии по вертикали от последнего.

Глубину закачки растворителей в нагнетательной скважине ниже водонефтяного контакта устанавливают на основе проведения поинтервальных определений коэффициентов продуктивности или приемистости, гидродинамических и геофизических исследований, закачки трассирующих индикаторов, глубинной расходометрии вдоль вскрытых скважинами интервалов нефтяной залежи и водонасыщенной породы.

В качестве примера, подтверждающего возможность осуществления предлагаемого способа, приводятся данные по его испытанию на Памятно-Сасовском месторождении (Волгоградская область). Данное месторождение приурочено к рифогенным отложениям евлановско-ливенского горизонта, представленным порово-трещинно-кавернозными доломитами. В процессе отбора нефти, начатом в 1990 г. , вследствие низкой гидродинамической связи нефтяной залежи с подстилающими ее водонасыщенными породами пластовое давление непрерывно снижалось и к середине 1998 г. уменьшилось на 4,7 МПа по сравнению с первоначальным, равным 28,09 МПа (фиг. 1). В целях предотвращения дальнейшего снижения пластового давления было решено активизировать гидродинамическую связь нефтяной залежи с подстилающими ее водонасыщенными породами, а при недостаточном объеме внедряющейся пластовой воды производить закачку воды под водонефтяной контакт после операции по улучшению гидродинамической связи в вертикальном направлении в объеме, необходимом для поддержания на заданном уровне давления в нефтяной залежи.

Для выбора глубины закачки воды на Памятно-Сасовском месторождении в процессе бурения скважины, предназначенной в качестве нагнетательной, производилось поинтервальное опробование отдельных интервалов пластоиспытателем (ИП).

Определялись дебит воды и коэффициент продуктивности (табл. 1).

Из данных табл. 1 видно, что наиболее проницаемыми являются интервалы 3114-3143 м (К_прод=155 м³/сутМПа) и 3360-3411 м (К_прод=245 м³/сутМПа). Поэтому для закачки воды в скв.14 П-С выбран интервал глубин от 3099 до 3454 м (фиг.2), т.е. с некоторым запасом по сравнению с благоприятным интервалом по данным ИП.

В структурном и литолого-фациальном отношении евлановско-ливенские отложения представляют собой генетически единый комплекс карбонатных пород (органогенная постройка, рифовый массив).

Как известно, карбонатные породы (известняки, доломиты) относятся к производным угольной кислоты. Кроме ионов СО₃ они дополнительно содержат также ионы SO₄ ^2-, PO₄ ^2- и другие основные катионы Са²⁺ Mg²⁺ в меньшей степени - Аl, Мn, Ва, Sr, Si, Pb, Zn, Cu, Na, К.

Пластовые воды водного бассейна и залежи относятся к хлоркальциевому типу.

Химический состав пластовой и закачиваемой воды приведен в табл.2.

Из сравнения химического состава пластовой и закачиваемой воды видно, что минерализация последней примерно в 100 раз меньше минерализации пластовой воды, значительно меньше также содержание в закачиваемой воде ионов Са²⁺, Mg²⁺, Na⁺+K⁺.

При смешивании пластовых и закачиваемых опресненных вод практическое значение имеет присутствие сульфат-аниона (SO₄ ^2-) и катиона кальция (Са²⁺), а также взаимодействие закачиваемой воды с породами. Из минералов, присутствующих в коллекторах, наиболее подвержены растворению ангидрит, кальцит, гипс, доломит.

Как видно из табл.2, содержание в пластовой воде ионов Са²⁺ и SO₄ ^2- и других обеспечивает их равновесие с сульфатсодержащими породами - доломитами, кальцитами. При закачке поверхностных опресненных вод в пласт это равновесие нарушается, и при недостатке одного из указанных ионов происходит растворение ангидрита, доломита, кальцита, гипса, вследствие чего вода обогащается ионами SO₄ ^2-, Са²⁺, Mg²⁺, НСО₃ ^-.

Закачка пресной воды в скв.14 П-С в период 1-го цикла продолжалась с 11.10.98 по 01.10.99, за это время в пласт было закачано 0,88 млнм³ воды.

Периодически определяли химический состав добываемой попутно с нефтью воды. Лабораторные исследования показали, что изменение состава пластовых вод происходит вскоре после начала закачки пресной воды как от разбавления, так и от взаимодействия закачиваемой воды с поверхностью пористой среды. При этом в попутно добываемой воде повысилась концентрация ионов SO₄ ^2- более чем в 2 раза, а ионов НСО₃ ^- - от 2 до 10 раз. По расчетам, исходя из общего количества воды и концентрации ионов SO₄ ^2-, HCO₃ ^-, в зоне нагнетания пресной воды в течение года растворилось более 60 м³ породы.

Вследствие закачки опресненной воды прежде всего были размыты водорастворимые соли и минералы, находившиеся в трещинах между макроблоками низкопроницаемой породы. Это способствовало вовлечению в процесс вытеснения нефти энергии воды, аккумулированной в закупоренных до этого макроблоках, т. е. подключились в работу новые подстилающие нефтяную залежь объемы водонасыщенных пород.

Данный вывод подтверждается результатами, полученными из расчета материального баланса отобранной из залежи и поступившей в нее жидкости по Памятно-Сасовскому месторождению за период времени с 17.09.97 по 31.05.00 (табл. 3).

В расчете использовались величины регулярно замеряемого пластового давления в нефтяной залежи (Р_н) и в водонасыщенной породе под нефтяной залежью (Р_в), периодически замеряемого в добывающих, нагнетательных и контрольных скважинах, а также фактические значения накопленных объемов добытой нефти (V_нн) и закачанной в пласт воды (V_зн). По этим данным рассчитано количество внедрившейся в нефтяную залежь пластовой воды (V_пв) за счет упругого расширения подстилающих нефтяную залежь водонасыщенных пород (W_вр), взаимодействовавших с нефтяной залежью в разные периоды времени.

Как видно из табл.3, вследствие растворения солей, закупоривавших трещины, величина W_вр в процессе закачки пресной воды увеличилась с (34-35)х10⁹ м³ до (40-43)х10⁹ м³, т.е. примерно на 20%. Кроме того, произошло уменьшение примерно в 3 раза фильтрационных сопротивлений между нефтяной залежью и подстилающими ее водонасыщенными породами (величина Р_ср/Q, где P_cp - средний перепад давления между нефтяной залежью и водонасыщенными породами, МПа; Q - суточный расход поступающей в нефтяную залежь воды, пластовой и закачиваемой вместе, м³/сут).

Под воздействием пресной воды произошли изменения состояния каналов в породе в пределах переходной нефтеводяной зоны, а также в макротрещинах, пересекающих нефтяную залежь и подстилающие ее водонасыщенные породы, вследствие чего образовались новые и расширились существовавшие каналы, что позволило интенсифицировать активность упругой энергии водонасыщенных пород, расположенных ниже нефтяной залежи. В связи с тем, что естественной пластовой энергии водонасыщенных пород при заданных темпах отбора нефти оказалось недостаточно, после операции по улучшению гидродинамической связи нефтяной залежи с водонасыщенными породами продолжили нагнетание воды. Нагнетание пресной воды под ВНК ведется в две скважины в циклическом режиме (с периодическими остановками). Положительным эффектом применения данного способа в условиях Памятно-Сасовского месторождения явилось увеличение давления в нефтяной залежи на 0,55 МПа - с 22,98 МПа (замер 15.01.99) до 23,53 МПа (замер 15.09.99) при закачке в пласт пресной воды с расходом, составлявшим 24% от объема отбиравшейся жидкости (в пластовых условиях соответственно закачка воды 2700 м³/сут, отбор жидкости 11300 м³/сут). В последующий период без существенного изменения объемов добычи и закачки жидкостей произошло сначала замедление темпов падения пластового давления, а затем пластовое давление стабилизировалось на уровне 23,10-23,15 МПа, при этом перепад давления между интервалом закачки и нефтяной залежью уменьшился с 1,6 МПа до 0,4-0,5 МПа и в дальнейшем стабилизировался, что подтверждает описанный выше механизм физико-химических процессов, происходящих при нагнетании растворителя (пресной воды) под ВНК.

Таким образом, нагнетание под ВНК растворителя - пресной воды обеспечило интенсификацию поступления в нефтяную залежь пластовой воды, а также снижение давления нагнетания воды, что позволило снизить материальные и энергетические затраты на поддержание пластового давления и повысить эффективность разработки месторождения.