Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти с карбонатным коллектором. В способе разработки залежи нефти с карбонатным коллектором закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины. В скважинах боковые стволы выполняют на глубину 20-100 м, 2-4 ствола/м толщины пласта, закачивают раствор соляной кислоты порциями в указанных объемах по указанным режимам с отбором из скважины закачанного раствора обработки, проводят импульсную продавку раствора кислоты нефтью в указанном режиме, извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой или свабированием с регистрацией параметров притока из пласта, объединяют группы скважин с радиальным вскрытием пласта в 5-, 7-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме в центральную нагнетательную скважину. Возможно проведение дополнительно гидрокислотного разрыва пласта. Технический результат - повышение степени вовлечения запасов нефти в разработку, повышение нефтеотдачи залежи. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти с карбонатным коллектором.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт раствора кислоты (Ш.К.Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974, с.420-432).

Известный способ не обладает достаточной эффективностью при разработке нефтяной залежи с карбонатным коллектором.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно способу выявляют низкопроницаемые зоны залежи. Бурят боковые горизонтальные стволы в низкопроницаемые зоны залежи при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов. Размывание горной породы на конечном этапе ведут раствором соляной кислоты. Закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны проводят через боковые горизонтальные стволы с вытеснением нефти в высокопроницаемые зоны. При этом горизонтальные стволы ведут при давлении в скважине на 5-10% ниже гидростатического и через вырезанное боковое окно в обсадной колонне с использованием гибкой трубы. Размывающий флюид подают под давлением 15-20 МПа (Патент РФ №2256069, кл. Е21В 43/16, опублик. 2005.07.10 - прототип).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако значительная часть нефти остается в залежи, нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В изобретении решается задача повышения степени вовлечения запасов нефти в разработку, повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи нефти с карбонатным коллектором, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, бурение в скважинах боковых стволов и солянокислотное воздействие через боковые стволы, согласно изобретению, боковые стволы выполняют в виде радиальных отверстий сверлением и/или гидромониторным способом на глубину от 20 до 100 м из расчета 2-4 ствола/м толщины пласта, спускают эжекторную установку с пакером, закачивают 10-15% раствор соляной кислоты в объеме 1,5-3,0 м³, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 2,5-3,5 час, проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в пласт в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 2,5-3,5 ч, проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой с регистрацией параметров притока из пласта, производят закачку в пласт второй порции 10-15% раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м³, которую проводят вначале в импульсном режиме 4-6 раз: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 час, проводят отбор из скважины эжекторной установкой до 2,5 объема закачанного раствора обработки, производят закачку в пласт третьей порции 10-15% раствора соляной кислоты из расчета 0,01-0,05 м³/п.м длины радиального отверстия, закачку производят вначале в импульсном режиме 4-6 раз в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 2-6 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта, объединяют группы скважин с радиальным вскрытием пласта в 5-, 7-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме в центральную нагнетательную скважину, а отбор нефти ведут через добывающие скважины. Возможно проведение дальнейшей интенсификации добычи нефти гидрокислотным разрывом пласта.

Сущность изобретения

Известные способы позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако значительная часть нефти остается в залежи, нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В изобретении решается задача повышения степени вовлечения запасов нефти в разработку, повышения нефтеотдачи залежи. Предлагаемый способ разработки направлен на максимальное вовлечение в разработку запасов нефти в карбонатных коллекторах. Способ осуществляют следующим образом.

При разработке залежи нефти с карбонатным коллектором ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Для выработки запасов нефти вокруг ствола каждой пробуренной скважины сверлением и/или гидромониторным способом создают в пласте боковые стволы - радиальные отверстия глубиной от 20 до 100 м из расчета 2-4 ствола/м толщины пласта. При этом увеличивают радиус дренажа скважины за счет охвата обработкой пласта в глубину кислотными составами через радиальные отверстия. Второй и последующие уровни радиального вскрытия выбирают на расстоянии 1,5-2 м с учетом того, чтобы в процессе эксплуатации иметь возможность установки пакера между уровнями и проведения исследований притока и обработки пласта через радиальные отверстия каждого уровня в отдельности.

В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают эжекторную установку УЭГИС с пакером. При неустановленном пакере закачивают 10-15% раствор соляной кислоты в объеме 1,5-3,0 м³, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования кислоты с породой и загрязнениями в течение 2,5-3,5 ч. Это способствует медленному прониканию раствора кислоты в призабойную зону и растворению кольматирующих соединений и частиц породы. Проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования. Завершают закачку в непрерывном режиме до полного освобождения ствола скважины от раствора кислоты. Выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 2,5-3,5 ч. Устанавливают пакер. Проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой УЭГИС с регистрацией параметров притока из пласта.

Через эжекторную установку УЭГИС закачивают в пласт вторую порцию 10-15% раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м³ вначале в импульсном режиме 4-6 раз: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч, проводят отбор из скважины эжекторной установкой УЭГИС до 2,5 объема закачанного раствора обработки.

Через эжекторную установку УЭГИС закачивают в пласт третью порцию 10-15% раствора соляной кислоты из расчета 0,01-0,05 м³/п.м. длины радиального отверстия вначале в импульсном режиме 4-6 раз в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 2-6 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч. Через эжекторную установку УЭГИС проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой УЭГИС или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта.

Объединяют группы скважин с радиальным вскрытием пласта в 5-, 7-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме в центральную нагнетательную скважину, а отбор нефти ведут через добывающие скважины.

Возможно проведение дальнейшей интенсификации добычи нефти гидрокислотным разрывом пласта. Для этого проводят исследования установкой УЭГИС и, установив пакер между уровнями радиальных отверстий, осуществляют гидрокислотный разрыв пласта.

Все закачки выполняют малопроизводительным насосом с расходом 20-80 м³/сут.

Импульсная закачка с выдержкой для реагирования, изменение продолжительности циклов позволяет раствору кислоты проникать в низкопроницаемые зоны пласта, серия закачка - разрядка создает процессы дренирования и очистки радиальных отверстий от частиц выбуренной породы, приводит к частичному освобождению пор коллектора от нерастворимых механических частиц. Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: залежь пластово-сводового типа с частичным литологическим ограничением, этаж нефтеносности составляет 6 м, глубина кровли пласта 990-1020 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,7 м до 6,0 м. Породами-коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные; пористость 15%, проницаемость 0,115 мкм², средняя нефтенасыщенная толщина 3,5 м, вязкость нефти 123,3 мПа·с, нефтенасыщенность - 72%, плотность пластовой нефти 0,904 г/см³, газосодержание - 7 м³/т.

Залежь нефти разрабатывают 14 добывающими и 7 нагнетательными скважинами. Система размещения скважин - треугольная, сетка 300×300 м. В пределах участка организуют 5-, 7-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре. Закачку ведут в циклическом режиме с периодом 15 сут.

В одной из скважин бурят по 2 боковых ствола в виде радиальных отверстий в интервалах 1032 м и 1034 м сверлением и гидромониторным способом в противоположных направлениях на глубину 50 м, в пласт спускают эжекторную установку УЭГИС с пакером, закачивают 12% раствор соляной кислоты в объеме 2 м³, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 3 час, проводят 5-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в пласт в режиме цикла: 2 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 3 ч, проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой УЭГИС с регистрацией параметров притока из пласта.

Производят закачку в пласт второй порции 12% раствора соляной кислоты в объеме 3 м³, которую проводят вначале в импульсном режиме 5 раз: 5 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 3 ч, проводят отбор из скважины эжекторной установкой УЭГИС до 2,5 объема закачанного раствора обработки.

Производят закачку в пласт третьей порции 12% раствора соляной кислоты из расчета 0,03 м³/п.м длины радиального отверстия, вначале закачку производят в импульсном режиме 5 раз в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 5 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 3 ч, проводят 5-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 2 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой УЭГИС до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта. Аналогичные мероприятия проводят на других скважинах залежи.

Объединяют группы скважин с радиальным вскрытием пласта в 5-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре. Закачку рабочего агента в центральную нагнетательную скважину ведут в циклическом режиме 15 сут. закачка - 15 сут. остановка, отбор нефти ведут через добывающие скважины.

В результате обработок призабойной зоны в трех скважинах средний прирост по нефти составил 4,2 т/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 5-7%.

1. Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, бурение в скважинах боковых стволов и солянокислотное воздействие через боковые стволы, отличающийся тем, что боковые стволы в виде радиальных отверстий выполняют сверлением и/или гидромониторным способом на глубину от 20 до 100 м из расчета 2-4 ствола/м толщины пласта, спускают эжекторную установку с пакером, закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-3,0 м³, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в пласт в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 2,5-3,5 ч, проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой с регистрацией параметров притока из пласта, производят закачку в пласт второй порции 10-15%-ного раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м³, которую проводят вначале в импульсном режиме 4-6 раз: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч, проводят отбор из скважины эжекторной установкой до 2,5 объема закачанного раствора обработки, производят закачку в пласт третьей порции 10-15%-ного раствора соляной кислоты из расчета 0,01-0,05 м³/п.м длины радиального отверстия, вначале закачку производят в импульсном режиме 4-6 раз в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 2-6 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта, объединяют группы скважин с радиальным вскрытием пласта в 5-, 7-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме в центральную нагнетательную скважину, а отбор нефти ведут через добывающие скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводят дальнейшую интенсификацию добычи нефти гидрокислотным разрывом пласта.