RU2061854C1

RU2061854C1 - Method for oil production from intermediate deposits

Info

Publication number: RU2061854C1
Authority: RU
Inventors: А.К. Ягафаров; В.К. Федорцов; Р.З. Магарил; И.И. Краснов; А.У. Шарипов; И.И. Клещенко; Р.Н. Мухамедзянов; В.Е. Пешков; С.С. Демичев; А.А. Гринько
Priority date: 1990-08-23
Filing date: 1990-08-23
Publication date: 1996-06-10

Abstract

FIELD: oil production. SUBSTANCE: first heavy resin of gas, benzine and gas oil pyrolysis is used to effect on nearby well area in productive well. Resin boiling point ranges from 180 to 360 C, and density from 1040 to 1080 kg per cubic meter with 2 cubic meter resin amount per 1 meter of effective stratum depth. Then nearby area is effected through injection well by water soluble powdery not hydrolyzed DK-Drill polymer or sedipure with 0.1 - 0.25 % concentration at amount 1 cubic meter per 1 meter of effective stratum depth. DK-Drill or sedipure effect is conducted at 0.25 % concentration and finished at 0.1 % concentration. Total margin volume is 20 - 30 % of total stratum volume. EFFECT: increased coefficient oil displacement. 1 cl, 5 tbl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits.

Известен способ повышения продуктивности (1,2) путем обработки прискважинной зоны пласта (ПЗП) кислотами-соляной, глинокислотой. There is a method of increasing productivity (1,2) by treating the borehole formation zone (PZP) with hydrochloric acid, clay acid.

Недостатком этого способа является то, что повторные обработки ПЗП растворами кислот, как правило, не дают значительного повышения продуктивности скважин. Кроме того, они требуют соблюдения особых правил безопасности при проведении работ и хранении кислот. The disadvantage of this method is that repeated treatment of the bottom-hole zone with acid solutions, as a rule, does not give a significant increase in well productivity. In addition, they require compliance with special safety rules when working and storing acids.

Известен способ разработки нефтяных залежей [3,4] поддержанием пластового давления заводнением. A known method of developing oil deposits [3,4] maintaining reservoir pressure by water flooding.

Недостатком этого способа является то, что вследствие проявления таких факторов, как геологическая неоднородность и несоответствие вязкостей технической воды и нефти, доля извлекаемой пластовой воды постоянно повышается, а текущая нефтеотдача снижается. The disadvantage of this method is that due to the manifestation of factors such as geological heterogeneity and mismatch in the viscosity of industrial water and oil, the fraction of produced reservoir water is constantly increasing, and the current oil recovery is reduced.

Известен способ повышения нефтеотдачи продуктивных пластов [5] путем воздействия на ПЗП добывающей и нагнетательной скважин мицеллярными растворами. A known method of increasing oil recovery of productive formations [5] by exposing the bottomhole formation zone to production and injection wells with micellar solutions.

Недостатком этого способа является дороговизна, многокомпонентность и технологическая сложность приготовления необходимого объема раствора. Стабильность мицеллярных растворов зависит от многих факторов. Основными из них являются содержание воды, поверхностно-активных веществ, тип солей, температура и т.д. Наибольшее значение эти факторы, особенно содержание солей, приобретают при вытеcнении остаточной нефти. Это означает, что нефти, расположенные в зоне водонефтяного контакта (ВНК) залежи, будут вытесняться с меньшей эффективностью. Мицеллярные растворы эффективны только в высокопроницаемых разностях коллекторов. Кроме того, при внедрении более вязкой жидкости в менее вязкую при определенных скоростях закачки поверхность раздела становится неустойчивой, что влечет за собой неполноту вытеснения нефти из пласта. The disadvantage of this method is the high cost, multicomponent and technological complexity of preparing the required volume of solution. The stability of micellar solutions depends on many factors. The main ones are the content of water, surfactants, type of salts, temperature, etc. These factors, especially the salt content, acquire the greatest importance during the removal of residual oil. This means that the oil located in the zone of oil-water contact (WOC) deposits will be displaced with less efficiency. Micellar solutions are effective only in highly permeable manifold differences. In addition, when a more viscous fluid is introduced into a less viscous fluid at certain injection speeds, the interface becomes unstable, which entails the incompleteness of oil displacement from the reservoir.

Известен способ системной обработки скважин нефтяного месторождения [6] включающий нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу флюидов через добывающие скважины и обработку пласта химреагентами, при котором перед нагнетанием рабочего агента и добычи флюидов обработку пласта химреагентами осуществляют в районе добывающей и нагнетательной скважин одновременно, причем обработку зон осуществляют переодически по мере снижения продуктивности скважин в объеме, обеспечивающем улучшение фильтрационных свойств пластов вокруг скважин. A known method of systematic processing of wells of an oil field [6] comprising injecting a working agent through injection wells, producing fluids through production wells and treating the formation with chemicals, wherein before injecting the working agent and producing fluids, the treatment of the formation with chemicals is carried out in the area of the producing and injection wells simultaneously, moreover zone treatment is carried out periodically as the well productivity decreases in a volume that provides improved reservoir properties around the wells.

Недостатком данного способа является узкая область применения, ограничиваемая высокой проницаемостью коллектора, наличием переходной зоны, а также многокомпонентность, низкая технологичность и дороговизна применяемых рабочих растворов. The disadvantage of this method is the narrow scope, limited by the high permeability of the collector, the presence of the transition zone, as well as multicomponent, low processability and high cost of the working solutions.

Цель изобретения повышение коэффициента нефтевытеснения из переходных зон залежей. The purpose of the invention is to increase the coefficient of oil displacement from transition zones of deposits.

Использование предлагаемого изобретения позволит повысить эффективность выработки запасов из переходных зон нефтяных залежей, удешевить и упростить технологический процесс. Using the proposed invention will improve the efficiency of developing reserves from transition zones of oil deposits, reduce the cost and simplify the process.

Способ, включающий воздействие химреагентами на прискважинные зоны пласта в добывающей и нагнетательной скважинах, при котором сначала осуществляют воздействие на прискважинную зону в добывающей скважине тяжелой смолой пиролиза газов, бензина и газойлей, выкипающей при температуре от 180^oС до 360^oС и с плотностью 1040-1080 кг/м³ в количестве 2 м³ смолы на 1 м эффективной толщины пласта, затем осуществляют воздействие на прискважинную зону в нагнетательной скважине водорастворимым порошкообразным негидролизованным полимером ДК-Дриллом или седипуром с концентрацией 0,1-0,25% в количестве 1 м³ на 1 м эффективной толщины пласта, причем воздействие ДК-Дриллом или седипуром начинают проводить при концентрации 0,25% а заканчивают при концентрации 0,1% и создают общий объем оторочки 20-30% от общего объема пласта.A method comprising applying chemicals to the borehole zones of the formation in the producing and injection wells, in which the borehole zone in the producing well is first subjected to heavy pyrolysis of gases, gasoline and gas oil, boiling at a temperature of from 180 ^° C to 360 ^° C and with a density of 1040 -1080 kg / m ³ in an amount of 2 m ³ resin per 1 m thickness of the effective layer, then exposure is carried out on the near zone in the injection well water-soluble powdery non-hydrolyzed polymer DK-Drill or dipurom a concentration of 0.1-0.25% in an amount of 1 m ³ per 1 m thickness of the effective layer, the effect of DC-Drill sedipurom or begin to conduct at a concentration of 0.25% and finished at a concentration of 0.1% to produce total rims 20-30% of the total reservoir volume.

Тяжелая смола пиролиза это фракция, вcкипающая в пределах температур от 180-190^oС до 350-360^oС, является продуктом пиролиза газов, бензина, газойлей. Состоит из конденсированных би, три тетрациклических ароматических углеводородов, содержит до 20% высокоароматизированных асфальтенов. Внешне представляет собой однородную текучую жидкость темно-зеленого цвета при средней плотности 1040-1080 кг/м³. Реагент имеет низкую температуру замерзания до 40^oС. Является отходом нефтехимической промышленности и используется в основном как сырье для производства сажи.Heavy pyrolysis resin is a fraction that boils in the temperature range from 180-190 ^o C to 350-360 ^o C, is a product of the pyrolysis of gases, gasoline, gas oil. Consists of condensed bi, three tetracyclic aromatic hydrocarbons, contains up to 20% of highly aromatic asphaltenes. Externally, it is a homogeneous flowing liquid of a dark green color with an average density of 1040-1080 kg / m ³ . The reagent has a low freezing point up to 40 ^o C. It is a waste of the petrochemical industry and is mainly used as raw material for the production of soot.

Экспериментальными работами доказано, что при фильтрации рабочего агента через керны с различной проницаемостью давление продавки постоянно увеличивается (1 ил. 1 табл.). Этот факт также говорит о том, что при фильтрации смолы через водонасыщенные керны, вследствие фобизации и эмульсеобразования, возникают дополнительные сопротивления, препятствующие ее продвижению вглубь пласта. После обработки водонасыщенных кернов тяжелой смолой проницаемость их резко уменьшается на порядок и более. Это свидетельствует об изменении молекулярной природы внутрипоровой поверхности породы, т.е. об интенсивной ее фобизации. Причем, в высокопроницаемых разностях темп нарастания давления ниже, чем в низкопроницаемых, что также свидетельствует в пользу предлагаемого способа. Эксперименты проводились в условиях, приближенных к пластовым, поэтому их результаты позволяют говорить о том, что в реальном пласте, расположенном в переходной зоне залежи, движение реагента будет идти по следующей схеме. Вначале будет заполняться высокопористая часть пласта, а затем, из-за возникающих гидравлических сопротивлений, средне и низкопористые зоны. Такое заполнение порового пространства прискважинной зоны добывающей скважины приведет к выравниванию профиля приемистости пласта и более полному охвату пласта воздействием, а значит и к повышению текущей продуктивности скважин и нефтеотдачи за счет фобизации внутрипоровой поверхности коллекторов и увеличения фазовой проницаемости по нефти. Experimental work proved that when filtering a working agent through cores with different permeabilities, the selling pressure constantly increases (1 ill. 1 table). This fact also suggests that when filtering the resin through water-saturated cores, due to phobization and emulsion formation, additional resistances arise that impede its movement deep into the reservoir. After treating water-saturated cores with heavy resin, their permeability sharply decreases by an order of magnitude or more. This indicates a change in the molecular nature of the pore surface of the rock, i.e. about its intense phobization. Moreover, in high-permeability differences, the rate of increase in pressure is lower than in low-permeability, which also testifies in favor of the proposed method. The experiments were carried out under conditions close to the reservoir, so their results suggest that in a real reservoir located in the transition zone of the reservoir, the reagent will move according to the following scheme. At first, the highly porous part of the formation will be filled, and then, due to the arising hydraulic resistance, the middle and low-porous zones. Such filling of the pore space of the borehole zone of the producing well will lead to a leveling of the injectivity profile of the formation and a more complete coverage of the formation by the impact, and hence to an increase in the current productivity of the wells and oil recovery due to the phobization of the pore surface of the reservoirs and an increase in the phase permeability of oil.

В качестве реагента для воздействия на ПЗП нагнетательных скважин использовали водорастворимые полимеры ДК-Дрилл и седипур. Это порошкообразные вещества производства ФРГ. Они относятся к разряду негидролизованных полиакриламидов (ПАА). В общем виде строение этих полимеров выражается формулой:

В отличие от свойств отечественных полиакриламидов они хорошо растворяются в воде, глицерине, спирте. При температуре свыше 100^oС разлагаются с выделением азота. Кроме того преимуществом является высокое содержание основного вещества в реагенте (до 98%).Water-soluble polymers DK-Drill and sedipur were used as a reagent for acting on injection wells. These are powdered substances produced by Germany. They belong to the category of non-hydrolyzed polyacrylamides (PAA). In general, the structure of these polymers is expressed by the formula:

Unlike the properties of domestic polyacrylamides, they dissolve well in water, glycerin, and alcohol. At temperatures above 100 ^o With decompose with the release of nitrogen. In addition, the advantage is the high content of the main substance in the reagent (up to 98%).

Как правило, полимерные растворы при фильтрации через пористые среды, за счет проявляющихся адсорбционных эффектов, уменьшают проницаемость пород. При этом различают несколько видов течения полимерных растворов через пористые среды. Наиболее близким к предлагаемому решению является дилатантное течение, т.е. когда сопротивление среды растет с ростом скорости фильтрации. При этом виде течения проявляются факторы, благоприятствующие более полному вытеснению нефти. As a rule, polymer solutions during filtration through porous media, due to the adsorption effects manifested, reduce the permeability of the rocks. At the same time, several types of flow of polymer solutions through porous media are distinguished. Closest to the proposed solution is the dilatant flow, i.e. when the resistance of the medium increases with increasing filtration rate. In this type of flow, factors favoring a more complete displacement of oil are manifested.

Лабораторные исследования подтвердили высокую эффективность применения предлагаемых реагентов для вытеснения нефти в нагнетательных скважинах. Кинетика изменения давления фильтрации полимерного раствора различной вязкости и концентрации свидетельствует о том, что оптимальными концентрациями полимера для вытеснения нефти являются содержание вещества в рабочем растворе в пределах 0,1-0,25% в зависимости от проницаемости кернов (2,3 табл.). Laboratory studies have confirmed the high efficiency of the proposed reagents for oil displacement in injection wells. The kinetics of the change in the filtration pressure of a polymer solution of various viscosities and concentrations indicates that the optimal polymer concentrations for oil displacement are the substance content in the working solution in the range of 0.1-0.25% depending on the core permeability (2.3 table).

Лабораторные исследования по определению свойств полимеров до и после контакта с глинистым материалом цементирующего вещества пород свидетельствуют о том, что адсорбционная активность отечественных ПАА и предлагаемых полимеров примерно одинакова, но вязкость первых значительно ниже (4 табл.). Это говорит о том, что при прочих равных условиях более полного вытеснения нефти и пластовой воды из парового пространства коллекторов можно добиться, используя предлагаемые растворы. Кроме того выяснилось, что после контакта с глинистыми частицами вязкость отечественных ПАА выше по сравнению с предлагаемыми полимерами. Это также говорит в пользу предлагаемых реагентов, т. к. на практике позволит увеличить периоды между добавлениями полимеров в раствор. Laboratory studies to determine the properties of polymers before and after contact with the clay material of the cementing material of the rocks indicate that the adsorption activity of domestic PAA and the proposed polymers is approximately the same, but the viscosity of the former is much lower (4 tab.). This suggests that, ceteris paribus, a more complete displacement of oil and produced water from the vapor space of the reservoir can be achieved using the proposed solutions. In addition, it turned out that after contact with clay particles, the viscosity of domestic PAA is higher compared to the proposed polymers. This also speaks in favor of the proposed reagents, because in practice it will allow to increase the periods between additions of polymers to the solution.

В связи с тем, что полимеры обладают адсорбционными и флокулирующими свойствами в процессе продвижения оторочки вглубь пласта будет происходить уменьшение концентрации полимеров в ней. Это явление приводит, как правило, к снижению эффективности процесса заводнения. Поэтому предлагается в передовой части оторочки концентрацию полимеров доводить до 0,25% а в тыловой 0,1% Общий объем оторочки должен составлять 20-30% от общего объема прискважинной зоны пласта. Практически на одну операцию потребуется 10-20 кг порошкообразного полимера. Due to the fact that polymers have adsorption and flocculating properties, a decrease in the concentration of polymers in it will occur during the process of moving the rim deep into the formation. This phenomenon usually leads to a decrease in the efficiency of the waterflooding process. Therefore, it is proposed in the front part of the rim to increase the polymer concentration to 0.25% and in the back 0.1% of the total rim volume should be 20-30% of the total volume of the borehole formation zone. Almost one operation will require 10-20 kg of powdered polymer.

Результаты лабораторных исследований по определению коэффициента нефтевытеснения с применением предлагаемых химреагентов говорят о высокой степени вытеснения (5 табл.). The results of laboratory studies to determine the coefficient of oil displacement using the proposed chemicals indicate a high degree of displacement (5 tab.).

Технология работ заключается в следующем. The technology of work is as follows.

Сначала производят обработку прискважинной зоны пласта добывающих скважин при существующей системе заводнения. В пласт закачивают реагент-тяжелую смолу пиролиза из расчета 2 м³ на 1 м эффективной толщины. При наличии промытых зон вначале следует изолировать промытый участок пласта: первоначально производить закачку 9-13% водного раствора хлорида кальция, а затем смесь кремнийорганической жидкости с порошкообразной синтетической виноградной кислотой в объемном отношении к раствору хлорида кальция 1:1. После этого проводят закачку в ПЗП тяжелой смолы пиролиза. Через 24 часа начинают закачку первой пачки полимерного реагента из расчета 1 м³ на 1 м эффективной толщины пласта в нагнетательную скважину, например, при внутриконтурном заводнении пяти-, семи-и девятиточечном размещении скважин. Повышение эффективности выработки запасов, увеличение дебитов добывающих скважин происходит по двум основным причинам. При закачке реагента в прискважинную зону пласта добывающих скважин происходит фобизация внутрипоровой поверхности коллекторов, за счет чего увеличивается фазовая проницаемость по нефти, а следовательно, и дебит скважин. А при закачивании реагента в нагнетательные скважины, благодаря свойству реагента образовывать с водой эмульсии, происходит выравнивание профилей приемистости при наличии неоднородных коллекторов. За счет этого осуществляется более полное вытеснение нефти из коллекторов с пониженными фильтрационными свойствами.First, the processing of the borehole zone of the reservoir of producing wells with the existing water flooding system is performed. A heavy pyrolysis resin is pumped into the formation at the rate of 2 m ³ per 1 m of effective thickness. In the presence of washed zones, the washed-out section of the formation should first be isolated: initially, a 9-13% aqueous solution of calcium chloride should be injected, and then a mixture of organosilicon liquid with powdered synthetic grape acid in a volume ratio of 1: 1 calcium chloride solution. After that, heavy pyrolysis resin is injected into the bottomhole formation zone. After 24 hours, the first pack of polymer reagent is started to be injected at the rate of 1 m ³ per 1 m of effective formation thickness into the injection well, for example, during in-circuit flooding of five-, seven- and nine-point wells. Increasing the efficiency of reserves development and increasing production wells occur for two main reasons. When the reagent is injected into the near-well zone of the reservoir of producing wells, the inter-pore surface of the reservoirs is phobized, thereby increasing the phase permeability of the oil, and, consequently, the flow rate of the wells. And when the reagent is pumped into injection wells, due to the ability of the reagent to form emulsions with water, the injectivity profiles are aligned in the presence of heterogeneous reservoirs. Due to this, a more complete displacement of oil from reservoirs with reduced filtration properties is carried out.

Для контроля за технологическим процессом необходимо проводить исследования по изменению профиля приемистости нагнетательных скважин и изменению содержания воды в продукции добывающих скважин. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4 ТТТ5 ТТТ6 To control the technological process, it is necessary to conduct research on changing the injectivity profile of injection wells and changing the water content in the production of producing wells. TTT1 TTT2 TTT3 TTT4 TTT5 TTT6

Claims

A method of generating reserves from transition zones of oil deposits, including exposure to chemical reagents on the borehole zones of the formation in production and injection wells, characterized in that, in order to increase the coefficient of oil displacement from the transition zones of the deposits, they first influence the borehole zone in the producing well with heavy gas pyrolysis resin , gasoline and middle distillates boiling out at 180 360 ° C and a density of 1040-1080 kg / m ³ in an amount of 2 m ³ resin per 1 m thickness of the effective layer, then exposure is carried out on priskv zhinnuyu zone in an injection well a water-soluble powdery non-hydrolyzed polymer or R-SCH Drill sedipurom a concentration of 0.1-0.25% in an amount of 1 m ³ per 1 m thickness of the effective layer, the effect of DC-Drill sedipurom or begin to conduct at a concentration of 0.25 % a finish at a concentration of 0.1% and create a total volume from the rim of 20-30% of the total volume of the reservoir.