Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к методам воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта, и используется для повышения производительности скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет обеспечения надежной гидродинамической связи по продуктивному пласту между добывающими и нагнетательными скважинами. Сущность изобретения: способ заключается в выборе сетки нагнетательных и добывающих скважин на разрабатываемом нефтяном месторождении, создании единого технологического процесса воздействия на нефтяной пласт путем одновременной обработки прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных и добывающих скважинах. При этом на первом этапе одновременно во всех добывающих скважинах выбранной сетки производят прогрев прискважинной зоны продуктивного пласта до температуры плавления кольматирующих элементов, например, с помощью термогазогенераторов и производят технологическую выдержку, необходимую для усиления теплового эффекта и замещения газообразных продуктов горения в стволе скважин жидкостью. На втором этапе производят термогазогидроразрыв прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных скважинах, например, с помощью быстрогорящего пиротехнического заряда и одновременно во всех добывающих скважинах в прискважинной зоне продуктивного пласта создают ударную депрессию давления, например, методом имплозии. Для этого совмещают по времени начало инициирования срабатывания быстрогорящего пиротехнического заряда в нагнетательных скважинах с началом создания ударной депрессии во всех добывающих скважинах, например, с помощью мобильной связи. На третьем этапе во всех добывающих скважинах одновременно производят удаление из прискважинной зоны продуктивного пласта части скважинной жидкости с кольматирующими элементами. При этом сетку нагнетательных и добывающих скважин формируют из условия, что выбор добывающих скважин осуществляют из наиболее близко расположенных по продуктивному пласту к нагнетательным скважинам. 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта, и используется для повышения производительности скважин.

Одним из рациональных и эффективных методов воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта с целью установления надежной гидродинамической связи скважины с пластом является разрыв пласта продуктами горения порохового заряда. Под воздействием давления газа, равного или превышающего горное, горные породы необратимо деформируются. Способ разрыва пласта пороховыми газами основан на механическом, тепловом и химическом воздействии газов на горные породы и насыщающие их флюиды (Термогазохимическое воздействие на малодебитные и сложные скважины / Чазов Г.А. и др. - М.: Недра, 1986. - С.107).

Такой способ можно осуществить, например, известными устройствами для термогазогидроразрыва пласта, защищенными патентом РФ №2178072 (М.кл.: Е21В 43/263, Бюл. №1, 2002 г.) и положительным решением ФИПС по заявке РФ на изобретение №2004119183/03 (020696) (М.кл.: Е21В 43/263, Бюл. №1, 2006 г.).

Суть термогазогидроразрыва пласта заключается в сжигании в зоне обработки быстрогорящего заряда, при котором происходит разрыв пласта с образованием трещин в прискважинной зоне. При этом продукты горения заряда, буровой раствор и частицы защитного покрытия заряда устремляются в трещины, за счет чего происходит их закрепление.

Известные метод и устройство используют в нагнетательной скважине, где происходит интенсивное проникновение нагнетательной жидкости в полученные трещины и дальнейшее проникновение ее в глубь пласта.

Недостаток известного метода заключается в том, что воздействие на пласт только в нагнетательной скважине не обеспечивает надежной гидродинамической связи между нагнетательной скважиной и добывающей, так как при поступлении нагнетательной жидкости к добывающей скважине может приостановиться дебит, если в добывающей скважине не производить операции по вызову притока из продуктивного пласта.

Известен другой метод, повышающий эффективность обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий одновременное воздействие на пласт высоких температур и ударной депрессии давления, в результате которых происходит разрушение кольматационной зоны, создание волновых процессов в скважине и призабойной зоне, вынос и удаление веществ, препятствующих притоку пластовых флюидов, при этом происходит очистка призабойной зоны и скважины (патент РФ №2072423, М.кл.: Е21В 43/25, Бюл. №3, 1997 г. и патент РФ №2087693, М.кл.: Е21В 43/25, Бюл. №3, 1998 г.).

Известный (термоимплозионный) метод содержит операции создания депрессии давления и сжигание медленно горящего пиротехнического (или любого другого горючего состава) заряда, выделяющего газы с повышенной температурой в интервале продуктивного пласта в течение времени, соответствующего времени прогрева призабойной зоны до температуры плавления кольматирующих элементов, а после проведения депрессии - удаления из зоны интервала продуктивного пласта части скважинной жидкости с поступившими кольматирующими элементами.

Известный метод используют в добывающих скважинах, в которых при воздействии на пласт высоких температур и ударной депрессии происходит интенсивный приток пластовых флюидов из продуктивного пласта.

Недостаток известного способа заключается в несогласованности по времени операций воздействия на продуктивный пласт в добывающих и нагнетательных скважинах, что отрицательно сказывается на установлении надежной гидродинамической связи между скважинами.

Таким образом, известен отдельный метод обработки прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных скважинах (термогазогидроразрыв) и известен отдельный метод обработки добывающей скважины - термоимплозионный.

Наиболее близким к заявляемому является способ извлечения вязкой нефти из залежи по авторскому свидетельству СССР №1744998 (М.кл.: Е21В 43/24, запрет публикации).

Сущность известного способа заключается в следующем. Нефтяную залежь вскрывают сеткой нагнетательных (НС) и добывающих скважин (ДС) с формированием элементов (участков) теплового воздействия, а затем создают единый технологический процесс теплового воздействия на нефтяной пласт, для чего: на первом этапе теплоноситель в определенном количестве закачивают одновременно в центральную НС и ДС, расположенные через одну, а из других ДС ведут отбор продукции, на втором этапе ДС, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, а ДС, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя в том же количестве, что и на первом этапе; на третьем этапе меняют скважины, как на первом этапе, и снова закачивают теплоноситель. При этом цикл теплового воздействия повторяют 3÷5 раз.

Таким образом, известен способ одновременного воздействия на нагнетательные и добывающие скважины закачкой теплоносителей, при этом создается единый технологический процесс теплового воздействия на нефтяной пласт, что позволяет достичь повышенного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.

Недостаток способа заключается в следующем. Известный метод предусматривает очень длительное воздействие теплоносителя на нефтяной пласт - до 1,7 года (стр.18 описания авторского свидетельства СССР №1744998) с применением большого количества теплоносителя, требует высокого уровня расхода энергии и трудозатрат. Технология предусматривает длительную подготовку операций, составление специального проекта, предусматривающего использование громоздких стационарных установок для прогрева теплоносителя и его закачки в скважины, вплоть до постройки котельных на месторождении. Длительность применения такой технологии может продолжаться до 6 лет (авт. свид-во СССР №1744998).

Задачей предлагаемого изобретения является снижение трудозатрат энергии, времени, затрачиваемых на создание надежной гидродинамической связи по продуктивному пласту между добывающими и нагнетательными скважинами.

Предлагаемое изобретение позволяет решить эту задачу более современными и эффективными средствами.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающем выбор сетки нагнетательных и добывающих скважин на разрабатываемом нефтяном месторождении, создание единого технологического процесса воздействия на нефтяной пласт, путем одновременной обработки прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, на первом этапе одновременно во всех добывающих скважинах выбранной сетки производят прогрев прискважинной зоны продуктивного пласта до температуры плавления кольматирующих элементов, например, с помощью термогазогенераторов и производят технологическую выдержку, необходимую для усиления теплового эффекта, и замещение газообразных продуктов горения в стволе скважин жидкостью. На втором этапе производят термогазогидроразрыв прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных скважинах, например, с помощью быстрогорящего пиротехнического заряда и одновременно во всех добывающих скважинах в прискважинной зоне продуктивного пласта создают ударную депрессию давления, например, методом имплозии, для чего совмещают по времени начало инициирования срабатывания быстрогорящего пиротехнического заряда в нагнетательных скважинах с началом создания ударной депрессии во всех добывающих скважинах, например, с помощью мобильной связи. На третьем этапе во всех добывающих скважинах одновременно производят удаление из прискважинной зоны продуктивного пласта части скважинной жидкости с кольматирующими элементами, при этом сетку нагнетательных и добывающих скважин формируют из условия, что выбор добывающих скважин осуществляют из наиболее близко расположенных по продуктивному пласту к нагнетательным скважинам.

Способ осуществляют следующим образом.

Снижение естественной проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин является одной из причин падения их дебита. На завершающей стадии разработки нефтяных месторождений около 50-70% первоначальных запасов нефти остаются невыработанными (Нефтяное хозяйство. - 1995. - №5. - С.29-32).

К настоящему времени для повышения дебита в нефтедобывающей отрасли применяются прогрессивные методы обработки прискважинной зоны пласта, такие как термогазохимическое воздействие (ТГХВ), термогазогидроразрыв пласта (ТГРП), основанные на сжигании в интервале пласта высокоэнергетических термогазохимических зарядов и ударно-депрессионное воздействие.

Представленный способ основан на одновременном использовании этих методов. На месторождениях с поздней стадией разработки сетка разбуренных скважин сформирована с учетом искусственного воздействия на залежь, например, путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбором жидкостей из добывающих. При таком режиме наблюдается схема распределения давления в пласте от зоны закачки до зоны отбора, представленная на чертеже.

Как видно на схеме, на границе нефть-вода затрачивается энергия для преодоления капиллярных сил. На кривых 1 и 2 это отражено повышением давления Δp, которое на этой границе увеличивается при возрастании расхода жидкости, поэтому для верхней кривой подъем больше.

При малых перепадах давления на границе нефть-вода в сечении пласта будут участвовать в фильтрации преимущественно только крупные поры. С увеличением градиента давления Δр (кривая 2) возрастает число пор, участвующих в фильтрации жидкости. Это приводит к более полной промывке породы от нефти, то есть повышению коэффициента нефтеотдачи (Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. - Л.: Недра, 1970. - C.116-118).

Таким образом, для повышения коэффициента нефтеотдачи, необходимо повысить давление нагнетаемой жидкости, что и происходит при газогидроразрыве пласта, при этом увеличивается приемистость нагнетательных скважин в несколько раз. Если при этом одновременно в добывающих скважинах снизить давление в зоне обрабатываемого интервала пласта, например, имплозионной камерой, то градиент давления ΔР на кривой 2 еще больше увеличится, так как со снижением давления в добывающей скважине увеличится отбор жидкости, и фильтрация в пласте возрастет, вместе с ней и возрастает число пор с нефтью, вовлекаемых в фильтрацию, что еще больше повышает коэффициент нефтеотдачи.

Для реализации способа используют каротажные подъемники, устанавливаемые на всех скважинах выбранной сетки (сетку скважин формируют из условия, что выбор добывающих скважин осуществляют из наиболее близко расположенных по продуктивному пласту к нагнетательным скважинам) и средства доставки в интервал пласта высокоэнергетических и термогазохимических источников. Например, для добывающих скважин используют скважинные приборы, содержащие термогазогенератор и имплозионную камеру (НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 1998. - Вып.40. - С.81-83). Для нагнетательных скважин используют скважинные приборы, содержащие высокоэнергетические быстрогорящие заряды.

На подготовительном этапе с помощью каротажных подъемников скважинные приборы, предназначенные для термоимплозионной обработки продуктивного пласта во всех добывающих скважинах, устанавливают на нужный интервал, а скважинные приборы, содержащие быстрогорящие заряды для термогазогидроразрыва, устанавливают в нагнетательных скважинах. Затем одновременно во всех добывающих скважинах по команде, поступающей по мобильной связи, производят запуск (поджиг) термогазогенераторов, после функционирования которых в течение единиц минут температура в обрабатываемом интервале достигает 160-180°С, снижаясь до фоновой в течение 4-5 часов. В результате происходит размягчение асфальтосмолистых и парафинистых кольматирующих элементов, снижение их вязкости.

После окончания горения, выдерживается технологическая пауза, необходимая для усиления теплового эффекта и замещения газообразных продуктов горения в стволе добывающей скважины жидкостью.

На втором этапе, после выдерживания технологической паузы в добывающих скважинах, производят термогазогидроразрыв в прискважинной зоне продуктивного пласта в нагнетательных скважинах, одновременно с созданием ударной депрессии на пласт во всех добывающих скважинах, для чего по команде, поступающей по мобильной связи, инициируют срабатывание быстрогорящего пиротехнического заряда в нагнетательных скважинах и одновременно открывают имплозионную камеру в скважинных приборах, установленных во всех добывающих скважинах. При этом происходит следующее. Суть имплозии заключается в кратковременном воздействии на пласт резкой депрессии, возникающей при открытии имплозионной камеры и в заборе в нее определенного объема воды. Депрессионная фаза, в процессе которой вместе со скважинной жидкостью внутрь камеры подают размягченные элементы из порового пространства пласта, сменяется репрессионной фазой, обусловленной падением столба жидкости и сжатием его в интервале обработки. Волны сжатия и разрежения с затухающей амплитудой могут наблюдаться в течение 10-100 с после открытия камеры. Таким образом, на призабойную зону пласта действуют знакопеременные затухающие колебания давления, распространяющиеся в глубь пласта, и если одновременно в нагнетательных скважинах произвести термогазогидроразрыв продуктивного пласта, то трещины, образующиеся в результате этого разрыва, и трещины, образующиеся в результате действия знакопеременных давлений в добывающих скважинах, позволяют создать зону, в которой поровая жидкость из зоны высокого давления (нагнетательные скважины) через трещины устремится в зону пониженного давления (при депрессии) в добывающие скважины, тем самым образуется надежная гидродинамическая связь между скважинами, так как разрыва по времени проведения операции в ДС и НС нет, то образуется единый цикл воздействия на пласт, в результате чего образуется надежная гидродинамическая связь между скважинами.

В последующем, при осуществлении третьего этапа - отбора части жидкости с кольматирующими элементами из добывающих скважин происходит очистка обрабатываемой зоны продуктивного пласта и в дальнейшем стабильное поступление поровой нефти в ствол добывающей скважины, такой режим может сохраняться до двух лет. При этом наблюдается сверхсуммарный эффект от результатов воздействия на продуктивный пласт от применения одновременно двух методов.

Несомненным достоинством заявляемого способа является безопасность применения, оперативность воздействия, дешевизна, высокая эффективность. Дебит скважин после обработки увеличивается в несколько раз при уменьшении обводненности на 6-8%. Щадящий характер обработки позволяет применять метод в скважинах старого фонда, где использование других технологий для обработки призабойной зоны пласта невозможно.

Несомненным достоинством заявляемого способа является безопасность применения, оперативность воздействия, дешевизна, высокая эффективность. Дебит скважин после обработки увеличивается в несколько раз при уменьшении обводненности на 6-8%. Щадящий характер обработки позволяет применять метод в скважинах старого фонда, где использование других технологий для обработки призабойной зоны пласта невозможно.

Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающий выбор сетки нагнетательных и добывающих скважин на разрабатываемом нефтяном месторождении, создание единого технологического процесса воздействия на нефтяной пласт путем одновременной обработки прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, отличающийся тем, что на первом этапе одновременно во всех добывающих скважинах выбранной сетки скважин производят прогрев прискважинной зоны продуктивного пласта до температуры плавления кольматирующих элементов, например, с помощью термогазогенераторов, и производят технологическую выдержку, необходимую для усиления теплового эффекта и замещения газообразных продуктов горения в стволе скважин жидкостью, на втором этапе производят термогазогидроразрыв прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных скважинах, например, с помощью быстрогорящего пиротехнического заряда, и одновременно во всех добывающих скважинах в прискважинной зоне продуктивного пласта создают ударную депрессию давления, например, методом имплозии, для чего совмещают по времени начало инициирования срабатывания быстрогорящего пиротехнического заряда в нагнетательных скважинах с началом создания ударной депрессии во всех добывающих скважинах, например, с помощью мобильной связи, на третьем этапе во всех добывающих скважинах одновременно производят удаление из прискважинной зоны продуктивного пласта части скважинной жидкости с кольматирующими элементами, при этом сетку нагнетательных и добывающих скважин формируют из условия, что выбор добывающих скважин осуществляют из наиболее близко расположенных по продуктивному пласту к нагнетательным скважинам.