RU2434125C1

RU2434125C1 - Procedure for change of filtration flows in beds with different permeability

Info

Publication number: RU2434125C1
Application number: RU2010129416/03A
Authority: RU
Inventors: Илгиз Мисбахович Салихов (RU); Илгиз Мисбахович Салихов; Альфат Салимович Султанов (RU); Альфат Салимович Султанов; Роберт Рафаэлевич Ахмадуллин (RU); Роберт Рафаэлевич Ахмадуллин; Марат Ахметзиевич Сайфутдинов (RU); Марат Ахметзиевич Сайфутдинов; Александр Николаевич Кузнецов (RU); Александр Николаевич Кузнецов; Владимир Александрович Кормухин (RU); Владимир Александрович Кормухин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2010-07-15
Filing date: 2010-07-15
Publication date: 2011-11-20

Abstract

FIELD: oil and gas production. ^ SUBSTANCE: procedure consists in withdrawal of bed fluid through producers and in pumping agent through pressure wells. According to the invention as agent there is used waste hydro-carbonate sodium water extracted from Ufimsk geologic stage of Shemshinsk horizon, temperature of which amounts to 40-50C. Agent is pumped into payout beds of lower carbon containing chloride-calcium water. ^ EFFECT: inclusion of low permeable zones of oil saturated beds of oil deposits into development; increased bed recovery. ^ 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке и эксплуатации залежей нефти с неоднородными по проницаемости пластами.The invention relates to the oil industry and may find application in the development and operation of oil deposits with heterogeneous permeability formations.

В настоящее время существует проблема повышения нефтеотдачи нефтяных пластов путем вовлечения в разработку низкопроницаемых зон.Currently, there is a problem of increasing oil recovery of oil reservoirs by involving low-permeability zones in the development.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий заводнение, отбор нефти через добывающие скважины, последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт алюмохлорида, водный щелочной раствор с добавкой ПАВ с вариантами замещения их на ШСПК или алюмохлорид активированный в разных концентрациях (Патент РФ №2302518, МПК E21B 43/22, опубл. 2003 г.). Использование данного способа обеспечивает повышение коэффициента вытеснения нефти за счет перераспределения фильтрационных потоков путем снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта. Недостатком данного способа является сложность осуществления технологического процесса.A known method of developing an oil deposit, including water flooding, oil extraction through production wells, sequentially alternating injection of alumina chloride into the flooded layer, an aqueous alkaline solution with the addition of surfactants with options for replacing them with SHSPK or alumina chloride activated in different concentrations (RF Patent No. 2302518, IPC E21B 43 / 22, publ. 2003). Using this method provides an increase in the coefficient of oil displacement due to the redistribution of filtration flows by reducing the permeability of highly permeable zones of the reservoir. The disadvantage of this method is the complexity of the process.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку нефти с содержанием воды 0,1-10 мас.% через нагнетательные скважины, отбор пластовых жидкостей через добывающие скважины, причем нефть перед закачкой подогревают до температуры более 45°C, смешивают с цементом и закачивают порциями с увеличением в каждой порции количества цемента не менее чем на 5% (Патент РФ №2334088, МПК E21B 43/20, опубл. 2007 г.). Способ обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи путем вовлечения в разработку низкопроницаемых зон нефтяных пластов. Недостатками данного способа являются сложность осуществления технологического процесса - необходимость в дополнительных агрегатах для закачки рабочего агента, кроме того, приемистость скважин должна быть не менее 80 м³/сут.The closest to the proposed technical essence and the achieved effect is a method of developing an oil reservoir, including the injection of oil with a water content of 0.1-10 wt.% Through injection wells, the selection of formation fluids through production wells, and the oil is heated before injection to a temperature of more than 45 ° C, mixed with cement and pumped in portions with an increase in each quantity of cement by at least 5% (RF Patent No. 2334088, IPC E21B 43/20, publ. 2007). The method provides enhanced oil recovery by engaging in the development of low-permeability zones of oil reservoirs. The disadvantages of this method are the complexity of the process - the need for additional units for pumping a working agent, in addition, the injectivity of the wells should be at least 80 m ³ / day.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивного пласта путем вовлечения в разработку низкопроницаемых зон нефтенасыщенных пластов нефтяных залежей наиболее простым и незатратным способом.The technical task of the invention is to increase the oil recovery of a productive formation by involving in the development of low-permeability zones of oil-saturated reservoirs of oil deposits in the most simple and inexpensive way.

Технический результат достигается путем изменения фильтрационных потоков в продуктивных пластах с различной проницаемостью за счет селективной изоляции высокопроницаемых зон залежи путем закачки в пласты нижнего карбона гидрокарбонатно-натриевой воды, добытой с уфимского яруса шешминского горизонта, и ее взаимодействия с хлоридно-кальциевой водой этих пластов.The technical result is achieved by changing the filtration flows in productive formations with different permeability due to the selective isolation of high-permeability zones of the reservoir by pumping hydrocarbon-sodium water extracted from the Ufa layer of the Sheshminsky horizon and its interaction with calcium chloride water of these layers.

Отличительными признаками предлагаемого способа являютсяDistinctive features of the proposed method are

- использование в качестве закачиваемого агента сточной гидрокарбонатно-натриевая воды;- use as a pumped agent wastewater sodium bicarbonate water;

- температура закачиваемой гидрокарбонатно-натриевой воды составляет 40-50°С.- the temperature of the injected sodium bicarbonate water is 40-50 ° C.

Способ изменения фильтрационных потоков в продуктивных пластах с различной проницаемостью осуществляется следующим образом.The method of changing filtration flows in reservoirs with different permeability is as follows.

На месторождении высоковязкой нефти добывающими скважинами осуществляют отбор пластовой жидкости с уфимского яруса шешминского горизонта. Добываемая пластовая жидкость содержит высоковязкую нефть и пластовую минерализованную воду, относящуюся к гидрокарбонатно-натриевому типу по классификации В.А.Сулина (Сулин В.А. Условия образования, основы классификации и состав природных вод нефтяных месторождений. Ч.1. Изд-во АН СССР, 1948 г.). Добытую пластовую жидкость, согласно технологическому регламенту, направляют на установку подготовки высоковязкой нефти, где и происходит отделение воды от высоковязкой нефти. Полученную сточную воду, подогретую в результате подготовки до температуры 40-50°C, подают в нагнетательные скважины нефтяной залежи для закачки в продуктивные пласты нижнего карбона, одновременно осуществляя отбор жидкости из добывающих скважин этого горизонта. В результате того, что коллекторы продуктивного пласта имеют неодинаковую проницаемость, фильтрация закачиваемой воды в пласте от нагнетательных скважин к добывающим осуществляется, в первую очередь, по зонам, имеющим наибольшую проницаемость (Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика. Москва. Недра. 2001 г., с.347). Пластовая вода нижнего карбона по классификации В.А.Сулина имеет хлоридно-кальциевый тип и при смешивании с закачиваемой гидрокарбонатно-натриевой водой шешминского горизонта происходит химическая реакция, в результате которой образуется выпадающий в осадок кальцит (CaCO₃). Это подтверждается результатами анализов, проведенных институтами НИИнефтепромхим и «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть».At a highly viscous oil field, producing wells select reservoir fluid from the Ufa layer of the Sheshminsky horizon. The produced reservoir fluid contains highly viscous oil and saline water of the hydrocarbonate-sodium type according to the classification of V.A.Sulin (Sulin V.A. Conditions of formation, classification basis and composition of natural waters of oil fields. Part 1. Publishing House of Academy of Sciences USSR, 1948). The produced reservoir fluid, according to the technological regulations, is sent to a high-viscosity oil treatment unit, where water is separated from the high-viscosity oil. The resulting wastewater, heated as a result of preparation to a temperature of 40-50 ° C, is fed into injection wells of an oil reservoir for injection into productive strata of the Lower Carboniferous, while simultaneously taking fluid from production wells of this horizon. Due to the fact that reservoirs of the reservoir have unequal permeability, the filtration of injected water in the reservoir from injection wells to production is carried out, first of all, in the zones with the highest permeability (Shchelkachev VN Underground hydraulics. Moscow. Nedra. 2001. , p. 347). According to V.A.Sulina's classification, the bottom carbonate water of the classification is of calcium chloride type and when mixed with the Sheshminsky horizon pumped with sodium-hydrogen carbonate water, a chemical reaction occurs, which results in precipitation of calcite (CaCO ₃ ). This is confirmed by the results of analyzes conducted by the institutes NIIneftepromkhim and TatNIPIneft of OAO Tatneft.

Закачка сточной гидрокарбонатно-натриевой воды, температура которой составляет 40-50°C, способствует более полному вытеснению нефти из коллекторов. Кроме того, с повышением температуры растворимость образующегося кальцита существенно уменьшается, а следовательно, усиливается возможность его выпадения в осадок (В.Е.Кащавцев, И.Т.Мищенко. Солеобразование при добыче нефти. Москва. Орбита-М. 2004 г.). Это поясняется чертежом, где изображен график зависимости растворимости кальцита от температуры.The injection of wastewater sodium bicarbonate, whose temperature is 40-50 ° C, contributes to a more complete displacement of oil from the reservoirs. In addition, with increasing temperature, the solubility of the formed calcite significantly decreases, and therefore, the possibility of precipitation increases (V.E. Kashchavtsev, I.T. Mishchenko. Salt formation during oil production. Moscow. Orbit-M. 2004). This is illustrated by the drawing, which shows a graph of the dependence of the solubility of calcite on temperature.

Вследствие этого наиболее проницаемые зоны пласта забиваются выпадающим в осадок кальцитом и блокируются. Продвижение закачиваемой воды от нагнетательных скважин к добывающим начинает осуществляться по менее проницаемым зонам продуктивного пласта, что обеспечивает вытеснение из них нефти. Происходит изменение направления фильтрационных потоков в продуктивном пласте и, таким образом, в разработку вовлекаются наименее проницаемые зоны нефтяной залежи.As a result, the most permeable zones of the formation are clogged with precipitated calcite and are blocked. The movement of injected water from injection wells to production begins to be carried out in less permeable zones of the reservoir, which ensures the displacement of oil from them. There is a change in the direction of the filtration flows in the reservoir and, thus, the least permeable zones of the oil reservoir are involved in the development.

Добыча высоковязкой нефти с уфимского яруса шешминского горизонта сопровождается добычей пластовой воды гидрокарбонатно-натриевого типа, которую отделяют на установке подготовки нефти. Использование этой воды в качестве агента для закачки в продуктивные пласты нижнего карбона частично решает задачу ее утилизации. В существующей технологической схеме сбора сточной воды после установок подготовки нефти гидрокарбонатно-натриевая вода в водоводе смешивалась с хлоридно-кальциевой водой, в результате чего происходило образование фрагментов твердой фазы, представляющих собой кальцит, формирующийся в отложения и затрудняющий эксплуатацию водовода.The production of high-viscosity oil from the Ufa layer of the Sheshminsky horizon is accompanied by the production of formation water of the hydrocarbon-sodium type, which is separated at the oil treatment unit. The use of this water as an agent for injection into the productive strata of the Lower Carboniferous partially solves the problem of its disposal. In the existing technological scheme for collecting wastewater after oil treatment plants, sodium bicarbonate water in the water conduit was mixed with calcium chloride water, resulting in the formation of solid phase fragments, which are calcite, which forms in the sediment and complicates the operation of the water conduit.

Применение предлагаемого способа позволит повысить нефтеотдачу залежи путем вовлечения в разработку малопроницаемых зон продуктивного пласта, используя при этом для закачки в качестве агента подогретую сточную воду, не требующую специальных добавок и специальных технологий ее подготовки, а также частично утилизировать сточную воду и оптимизировать режим эксплуатации водовода.The application of the proposed method will increase oil recovery by involving in the development of low-permeability zones of the reservoir, using heated wastewater, which does not require special additives and special technologies for its preparation, as well as partially utilizing wastewater and optimizing the operation mode of the water conduit.

Claims

A method for changing filtration flows in productive formations with different permeability, including the selection of reservoir fluid through production wells and injection of an agent through injection wells, characterized in that sodium hydrocarbonate water produced from the Ufa layer of the Sheshminsky horizon and whose temperature is 40 is used as an agent -50 ° C, and the injection is carried out in the productive formations of the lower Carboniferous containing calcium chloride water.