Способ обработки нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ обработки нефтяного пласта включает многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента с последующим продавливанием его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие. При этом между многоцикловой обработкой пласта газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием осуществляют выдержку в течение 5-40 суток. Техническим результатом является повышение эффективности обработки. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации нефтедобычи и повышения нефтеотдачи.

Известны способы обработки нефтяного пласта, включающие обработку пласта газообразующими агентами (RU 2337125 C1, RU 2272897 C1, RU 2373385 C1, RU 2260687 C1, RU 2178067 С1 и др.). Обработка пласта различными газообразующими агентами (так называемая реогазохимическая технология) традиционно применяется для восстановления фильтрационных характеристик длительно эксплуатируемых скважин, для доизвлечения остаточных запасов нефти.

Однако указанные известные способы обладают низкой эффективностью, прежде всего, в низкопроницаемых коллекторах.

Известен способ обработки нефтяного пласта путем глинокислотной обработки (RU 2425971 С1). Глинокислота - смесь соляной (10-15% мас.) и фтористоводородной (2-5% мас.) кислот, обычно применяется как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала. Согласно известному способу для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более. Объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не должен превышать 500 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну. При закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта.

При объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.

Недостатком известного способа является его невысокая эффективность, обусловленная тем, что обработке подвергается только ближняя прискважинная зона пласта. При вскрытии пласта, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая кислотная обработка всего интервала положительно сказывается только на наиболее проницаемом прослое, а другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными.

Кроме того, известен способ обработки нефтяного пласта, включающий стадию вибросейсмического воздействия на пласт с помощью генератора упругих волн (RU 2291956 С2). Вибросейсмическое воздействие на пласт осуществляют колебаниями, создаваемыми наземными источниками, представляющими собой группу из двух и более генераторов упругих волн, в две стадии. На первой стадии обеспечивают работу генераторов синхронно с частотой, равной доминантной, на второй стадии группу генераторов делят на две равные или близкие по количеству генераторов части, каждую часть настраивают на определенную частоту исходя из условия, что средняя частота генераторов всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта, а разницу между частотами каждой части генераторов определяют в соответствии с линейным размером обрабатываемого геологического тела из экспериментально найденного условия, при этом расстояние воздействия сейсмическими колебаниями в продуктивной толще увеличивают уменьшением частоты биения этих колебаний. В результате этого способа обработки обеспечивается комплексное воздействие на залежь нефти, следствием которого являются появление в пласте упругих и неупругих деформаций выбранных отдельностей породы.

Однако на практике снижение сил трения невозможно осуществить без направленного изменения характера взаимодействия между породой-коллектором и флюидом. В связи с этим известный способ имеет низкую эффективность.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является известный способ обработки нефтяного пласта, включающий многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента и последующего продавливания его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие (RU 2519093 С1 - прототип). Согласно способу-прототипу на первой стадии в качестве газообразующего агента используют агент, обеспечивающий выделение в пласте СО2, а после вибросейсмического воздействия проводят глинокислотную обработку.

В результате обработки пласта согласно способу-прототипу обеспечивается создание в пласте вокруг скважины зоны, характеризующейся сверхтекучестью пластового флюида. Однако способ-прототип имеет недостаточно высокую эффективность в связи с тем, в результате проведенных экспериментов было установлено, что после стадии многоцикловой обработки пласта газообразующим агентом к началу стадии вибросейсмического воздействия в пласте не успевают выравняться термодинамические потенциалы, что снижает эффект от последующего вибросейсмического воздействия.

Технической задачей является создание способа обработки нефтяного пласта, лишенного указанного недостатка.

Технический результат предлагаемого способа состоит в повышении эффективности обработки.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе обработки нефтяного пласта, включающем многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента и последующего продавливания его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие, между многоцикловой обработкой пласта газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием осуществляют выдержку в течение 5-40 суток.

Осуществление предлагаемого способа, который может быть использован для обработки любых низкопроницаемых пластов и эффективность которого не зависит от условий залегания пласта и кривизны ствола скважины, состоит в следующем.

Для проведения обработки определяют блок залежи (часть пластовой залежи, которая выделена структурно по геологическим характеристикам; в рамках данного способа - система возмущающих и потенциально реагирующих скважин) и выбирают скважину, через которую будет осуществлено воздействие. Возмущающая скважина может быть выбрана как из нагнетательных, так и из добывающих. Однако, поскольку в большинстве случаев результат достигается обработкой нагнетательных скважин без остановки добывающих и прекращения добычи нефти, предпочтительно возмущающую скважину выбирать из нагнетательных.

Для подготовки к вибросейсмическому воздействию через выбранную возмущающую скважину осуществляют закачивание в пласт водного раствора газообразующего агента и продавливание образовавшегося газа в глубину пласта потоком воды. В качестве газообразующего агента могут быть использованы любые промышленно выпускаемые газообразующие агенты - агенты для реогазохимического воздействия на пласт, например, на основе солей аммония и щелочных металлов, в том числе дешевые газообразующие агенты, состоящие из бикарбоната аммония и смеси сульфата аммония и нитрита натрия, или более дорогие газообразующие агенты, генерирующие NO2 - более эффективные при обработке карбонатных пластов. Благодаря использованию в предлагаемом способе дополнительной стадии выдержки между многоцикловой обработкой газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием эффективность обработки пласта не зависит от выбора газообразующего агента и достигается, в том числе, в случае использования таких дешевых реагентов, которые генерируют в пласте СО2 или его смеси с NO2 в любых соотношениях.

Закачивание раствора газообразующего агента и последующее продавливание образующихся газов в глубину пласта потоком воды осуществляется по технологии, описанной в RU 2519093 С1, циклами, количество которых зависит от фильтрационных характеристик обрабатываемого пласта и должно быть достаточным для продвижения фронта обработки на глубину не менее 100 м. Преимущественно количество циклов составляет от 2 до 6. Каждый цикл обработки по предлагаемому способу так же, как и по способу-прототипу, включает закачивание водного раствора газообразующего агента в количестве, определяемом фильтрационными характеристиками обрабатываемого пласта (предпочтительно, 10-20 м3), и последующее непрерывное продавливание потоком воды из системы поддержания пластового давления. Продавливание потоком воды осуществляют до снижения расчетной концентрации образованного газа в водном растворе, предпочтительно, до 10-4-10-2 мас. %. При заданной технологически обусловленной концентрации исходного раствора газообразующего агента разбавление водного раствора образовавшихся в пласте газов позволяет достичь «размазывания» выделившихся газов, проникновения их в пласт на необходимую глубину, что обеспечивает направленное изменение адсорбционной обстановки в пласте.

После завершения первой стадии согласно предлагаемому изобретению осуществляют выдержку в течение 5-40 суток. Как показали эксперименты по изучению времени установления термодинамического равновесия в системе «порода - насыщающий флюид», объемная диффузия дефектов кристаллов в твердых телах к поверхности протекает со скоростями порядка 10-13÷10-19 м2/с. Это соответствует нижней границе времени выдержки рабочего агента в пласте перед воздействием около 10 суток. Повышение температуры пласта, что в условиях недр может быть связано либо с ростом глубины залегания коллектора, либо с величиной геотермического градиента, способствует росту коэффициента диффузии дефектов, в связи с чем время выдержки может быть сокращено до 5 суток. Верхняя граница продолжительности выдержки определяется снижением концентрации газообразующего агента в пласте по мере разбавления его закачиваемым из системы поддержания давления потоком воды. Согласно проведенным экспериментам, пороговое значение концентрации газа в пласте, ниже которого эффект сверхтекучести после последующего вибросейсмического воздействия уже не наблюдается, составляет 10-5 мас.%. Таким образом, в каждом конкретном случае в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора количество закачиваемой в него воды определяет максимальное время выдержки, для наиболее распространенных нефтяных пластов это значение не превышает 40 суток. Выдержка более установленного максимального срока становится экономически нецелесообразной.

После выдержки в течение необходимого времени через возмущающую скважину осуществляют вибросейсмическое воздействие по любой известной технологии (RU 2519093 C1, RU 2277633 С1; Бурьян Ю.А. и Сорокин В.Н. Вибросейсмическое воздействие на нефтегазовые пласты - технология XXI века, Ж. «Национальные приоритеты России», 2009, 1; RU 2272896 С1 и др.) на блок залежи, подготовленный путем многоцикловой обработки пласта газообразующим агентом и выдержанный в течение 5-40 суток. Вибросейсмическое воздействие осуществляют помощью любых пригодных генераторов, как устанавливаемых на устье скважины, так и спускаемых в скважину на кабеле или на трубах. Однако поскольку для осуществления вибросейсмического воздействия необходимо, чтобы избыточное давление относительно устьевого давления скважины составляло 50-70 атм, при использовании генераторов с рабочим давлением 150 атм можно вести обработку скважин с устьевым давлением около 70-100 атм, а скважин с более высоким устьевым давлением - только после предварительной разрядки, т.е. после предварительного снижения устьевого давления. Использование более дорогих генераторов с рабочим давлением 250 атм позволяет обрабатывать скважины с высоким устьевым давлением (180-200 атм) без предварительной разрядки, что упрощает процесс обработки в целом и сокращает его длительность, а также расширяет диапазон скважин, которые можно обрабатывать без предварительной разрядки.

Частота, с которой осуществляют вибросейсмическое воздействие, предпочтительно, составляет от 0,1 до 100 Гц. Время, в течение которого осуществляют вибросейсмическое воздействие, зависит от состояния обрабатываемого пласта и составляет от 5 до 10 минут. В результате вибросейсмического воздействия в межскважинном пространстве наблюдается явление сверхтекучести флюида.

После стадии вибросейсмического воздействия может быть дополнительно осуществлена кислотная обработка пласта в возмущающей скважине или локальный гидроразрыв пласта. Такая обработка целесообразна в случае обнаружения снижения подвижности флюида в прискважинной зоне пласта возмущающей скважины в результате проведенного вибросейсмического воздействия. Кислотную обработку осуществляют в путем закачивания кислоты (предпочтительно, соляной кислоты или смесей на основе соляной и фтористоводородной кислот) до восстановления подвижности флюида в прискважинной зоне пласта возмущающей скважины по любой известной технологии (см., например, Ибрагимов Л.Х. и др. Интенсификация добычи. М: Наука, 2000, с. 55-57). Локальный гидроразрыв пласта используют, предпочтительно, в случае терригенных и хрупких карбонатных пород и осуществляют по любой известной технологии (например, Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. с. 479-508).

При этом технический результат предлагаемого способа достигается и без проведения вышеуказанных дополнительных обработок, поскольку выдержка после многоцикловой обработки пласта газообразующим агентом в течение 5-40 суток обеспечивает выравнивание в пласте термодинамических потенциалов, что повышает эффективность последующей вибросейсмической обработки и, в конечном итоге, всего процесса обработки пласта в целом.

Испытания предлагаемого способа проведены на месторождениях Западной Сибири по описанной выше технологии. Конкретные условия осуществления экспериментов приведены в таблице. При этом в примере 1 и в примере по прототипу в качестве газообразующего агента использован 12,5%-й водный раствор смеси сульфата аммония с нитритом натрия в массовом соотношении 1:1, в примере 2-10,0%-й водный раствор нитрита натрия, в примере 3-15,0%-й водный раствор бикарбоната аммония.

В результате проведенных испытаний установлено, что за счет выдержки между многоцикловой обработкой пласта газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием удается существенно повысить эффективность обработки пласта, а именно: в экспериментах по предлагаемому способу (примеры 1-3) средний прирост дебита нефти составил 9-10 т/сут. при сохранении увеличения приемистости в течение 19-20 месяцев, в экспериментах, проведенных в тех же условиях, но без стадии выдержки между многоцикловой обработкой пласта газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием, средний прирост дебита нефти составил 7-8 т/сут. при сохранении увеличения приемистости в течение 16-17 месяцев.

Способ обработки нефтяного пласта, включающий многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента с последующим продавливанием его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие, отличающийся тем, что между многоцикловой обработкой пласта газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием осуществляют выдержку в течение 5-40 суток.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а также к области эксплуатации подземных вод водозаборными скважинами. Для осуществления способа щелевой гидропескоструйной перфорации определяют местоположения резов, спускают в скважину гидропескоструйный перфоратор с опрессовочным узлом, подают в перфоратор абразивную жидкость, перфорируют хотя бы один рез на двух режимах, перекрывают каналы струйных насадок перфоратора, промывают скважину и поднимают гидропескоструйный перфоратор с опрессовочным узлом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к вибросейсмической технике и может быть использовано для повышения нефтеотдачи нефтегазоносных месторождений путем скважинного вибровоздействия на нефтяные пласты, а также для сейсморазведки земных недр.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при добыче сланцевой нефти с применением технологии гидравлического разрыва пласта. Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта состоит из струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), наземного силового насоса, наземной сепарационной системы и системы управления.

Способ повышения эффективности добычи углеводородов из подземной формации, которая включает в себя нефтегазоносные сланцы, содержащие кальцит с трещинами в нем, причем этот способ включает: введение флюида, содержащего положительно заряженные ионы, по меньшей мере, в некоторые трещины; обеспечение упомянутым ионам возможности преобразовывать сланцы вдоль трещин в кристаллы арагонита таким образом, что некоторые кристаллы арагонита становятся взвешенными во флюиде; удаление некоторого количества флюида со взвешенными кристаллами арагонита из этой формации.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии очистки призабойной зоны горизонтальной скважины и для интенсификации добычи скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для возбуждения скважины путем создания депрессии, и может быть использовано при вторичном вскрытии пласта и освоении скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Группа изобретений относится к скважинным жидкостям. Технический результат – повышение вязкости скважинной жидкости.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения. В способе разработки участка нефтяной залежи заводнением, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующего состава - ГОС и продавочной жидкости в циклическом режиме, осуществляют циклическую закачку ГОС с продавочной жидкостью в пласт до увеличения на устье скважины конечного давления на 0,5-2,0 МПа ниже пластового давления, затем после выдержки скважины для гелеобразования закачивают водонефтяную эмульсию с содержанием органической дисперсной фазы 0,1-0,5% до давления на 0,5-2,0 МПа выше пластового давления. Технический результат - обеспечение повышения нефтеотдачи пласта, селективносиь нефтевытеснения, возможности визуального контроля проведения работ. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ обработки нефтяного пласта включает многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента с последующим продавливанием его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие. При этом между многоцикловой обработкой пласта газообразующим агентом и вибросейсмическим воздействием осуществляют выдержку в течение 5-40 суток. Техническим результатом является повышение эффективности обработки. 1 табл.

Наверх