RU2085711C1

RU2085711C1 - Method for development of terrigenous oil bed

Info

Publication number: RU2085711C1
Application number: RU94005177A
Authority: RU
Inventors: Ф.И. Алеев
Original assignee: Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть"
Priority date: 1994-02-14
Filing date: 1994-02-14
Publication date: 1997-07-27

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: according to method, initially bottom-hole zones of oil bed around injection wells are subjected to treatment by concentrated sulfuric acid. Then bottom-hole zones of wells are treated by means of mud acid. Displacing agent is injected into oil bed until pressure in bed reaches initial value. After that, injection of displacing agent into oil bed is periodically stopped and renewed. Duration of injection half-cycle is determined according to corresponding formula. Then performed is process of injecting water into injection wells until pressure in oil bed reaches its initial value. EFFECT: high efficiency.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil fields.

Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в применении метода циклической закачки, осуществляемый при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и закачиваемой жидкости [1]
Недостатком известного способа является невысокая эффективность при использовании в неоднородном пласте.A known method of developing an oil reservoir, which consists in applying the cyclic injection method, carried out with periodic changes in pressure (flow) of the injected and injected fluid [1]
The disadvantage of this method is the low efficiency when used in a heterogeneous formation.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки терригенного нефтяного пласта с использованием воздействия на призабойную зону скважин при помощи глинокислоты (смеси фтористоводородной и соляной кислоты). Обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной кислот целесообразна как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала [2]
Недостатком известного способа является незначительный прирост нефтеотдачи при его использовании в низкопроницаемых пластах.The closest in technical essence and the achieved effect is a method of developing a terrigenous oil reservoir using impact on the bottomhole zone of wells using clay acid (a mixture of hydrofluoric and hydrochloric acid). The treatment of terrigenous reservoirs with a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids is advisable both for removing carbonate cementitious substances and for dissolving clay material [2]
The disadvantage of this method is a slight increase in oil recovery when used in low-permeability formations.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет расширения охвата пласта заводнением и подключения в разработку низкопроницаемых пропластков. The aim of the invention is to increase the efficiency of the method by expanding the coverage of the formation by water flooding and connecting low-permeability layers to the development.

Это достигается тем, что в известном способе разработки нефтяного пласта, включающем добычу жидкости через добывающие скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, обработку призабойных зон нагнетательных скважин с использованием глинокислоты, сначала производят обработку призабойных зон пласта нагнетательных скважин с применением концентрированной серной кислоты, потом осуществляют воздействие на призабойные зоны этих же скважин с помощью глинокислоты, закачивают вытесняющий агент в пласт до тех пор, пока давление в пласте не достигнет первоначальной величины, после чего ведут периодическую оснастку и возобновление закачки вытесняющего агента в пласт, при этом продолжительность полуцикла закачки определяют по формуле:

где
t время полуцикла закачки, с;
l расстояние между нагнетательными и эксплуатационными галереями, м;
x средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м²/с.This is achieved by the fact that in the known method of developing an oil reservoir, including producing fluid through production wells, injecting a displacing agent through injection wells, treating bottom-hole zones of injection wells using clay acid, first, treatment of the bottom-hole zones of the injection wells using concentrated sulfuric acid, then they influence the bottom-hole zones of the same wells with the help of clay acid, pump the displacing agent into the formation until sludge in the reservoir does not reach the initial value, after which periodical rigging and resumption of injection of the displacing agent into the reservoir are carried out, while the duration of the injection half-cycle is determined by the formula:

Where
t is the injection half cycle time, s
l distance between injection and production galleries, m;
x average piezoconductivity of the flooded reservoir volume, m ² / s.

Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.

Сначала проводят воздействие на призабойные зоны всех нагнетательных скважин залежи с использованием закачки концентрированной серной кислоты. First, the bottom-hole zones of all injection wells of the deposit are impacted using concentrated sulfuric acid injection.

Потом производят обработки призабойных зон всех нагнетательных скважин с применением глинокислоты. Then they process bottom-hole zones of all injection wells using clay acid.

Пускают нагнетательные скважины под закачку и ведут заводнение до тех пор, пока давление в пласте не возрастает до величины, равной начальному пластовому давлению. They inject injection wells and waterflood until the pressure in the reservoir rises to a value equal to the initial reservoir pressure.

По формуле (1) из работы [4] определяют продолжительность полуцикла закачки вытесняемого агента (воды) и проводят периодически остановку и пуск закачки во все нагнетательные скважины. By the formula (1) from [4], the duration of the half-cycle of injection of the displaced agent (water) is determined and the injection is stopped and started periodically in all injection wells.

При закачке серной кислоты в нагнетательную скважину тепло, выделяющееся на забое скважины и в пласте при смешивании серной кислоты с водой, дает возможность очистить призабойную зону от смолисто-парафиновых отложений [3]
Последующая обработка призабойных зон пласта глинокислотной увеличивает его проницаемость, а следовательно приемистость нагнетательных скважин.When sulfuric acid is injected into the injection well, the heat generated at the bottom of the well and in the formation when sulfuric acid is mixed with water makes it possible to clean the bottom-hole zone of tar-paraffin deposits [3]
Subsequent treatment of the bottom-hole zones of the clay-acid formation increases its permeability, and hence the injectivity of injection wells.

Процесс закачки воды в нагнетательные скважины продолжают до достижения давления в пласте, равного первоначальной величине. Это обеспечит достаточный энергетический ресурс для проведения периодической остановки и возобновления заводнения. The process of pumping water into injection wells continues until the pressure in the reservoir is equal to the initial value. This will provide sufficient energy resource for periodic shutdown and resumption of water flooding.

Циклическая закачка будет способствовать вовлечению в разработку низкопроницаемых пропластов. Cyclic injection will facilitate the involvement of low permeability layers in the development.

Данный способ был опробован на участке пласта Б₂ со следующими параметрами:
Тип коллектора Терригенный
Нефтенасыщенная толщина, м 6,1
Пористость, 22,2
Проницаемость, мкм² 0,655
Пластовое давление:
начальное, МПа 27,0
текущее, МПа 23,5
Фонд скважин:
добывающих 9
нагнетательных 3
Сначала произвели обработку призабойных зон всех 3-х нагнетательных скважин с использованием алкилированной серной кислоты с концентрацией 84% с расходом, равным 0,9 м³ на 1 м толщины пласта.This method was tested on the plot of reservoir B ₂ with the following parameters:
Collector Type Terrigenous
Oil saturated thickness, m 6.1
Porosity, 22.2
Permeability, μm ² 0.655
Reservoir pressure:
initial, MPa 27.0
current, MPa 23.5
Well stock:
extractive 9
injection 3
First, the bottom-hole zones of all 3 injection wells were processed using alkylated sulfuric acid with a concentration of 84% with a flow rate of 0.9 m ³ per 1 m of formation thickness.

Потом провели обработку этих призабойных зон глинокислотой (4% HF + 10% HCl). При этом расход глинокислоты на 1 м толщины пласта составил 0,7 м³.Then spent processing these bottom-hole zones with clay acid (4% HF + 10% HCl). At the same time, the consumption of clay acid per 1 m of the thickness of the formation was 0.7 m ³ .

В результате проведенных мероприятий средняя приемистость возрасла с 97 до 181 м³/сут.As a result of the measures taken, the average pick-up increased from 97 to 181 m ³ / day.

Дальнейшая закачка воды в пласт продолжалась в течение 18 мес. до тех пор, пока давление в пласте не возрасло с 23,5 МПа до первоначального (27,0 МПа). Further water injection into the reservoir continued for 18 months. until the pressure in the reservoir has increased from 23.5 MPa to the original (27.0 MPa).

Далее определили продолжительность полуцикла закачки по формуле (1):
при
l=500 м
x=0,1 м²/с

Время полуцикла закачки оказалось равным 15 дн.Next, the duration of the injection half-cycle was determined by the formula (1):
at
l = 500 m
x = 0.1 m ² / s

The injection half-cycle turned out to be 15 days.

В первом полуцикле, равном 15 дн. оставили работу всех нагнетательных скважин. Во втором полуцикле, равном 15 дн. закачивали воду во все нагнетательные скважины. In the first half-cycle, equal to 15 days. left the work of all injection wells. In the second half-cycle, equal to 15 days. pumped water into all injection wells.

Эффективность от проведения предложенного способа составила 15,4% от добычи нефти всего участка залежи. The effectiveness of the proposed method amounted to 15.4% of the oil production of the entire site deposits.

Новизной предлагаемого технического решения является повышение эффективности способа за счет последовательной обработки призабойных зон нагнетательных скважин серной кислотой, глинокислотой, повышения давления в пласте до первоначального и последующего проведения циклического заводнения. The novelty of the proposed technical solution is to increase the efficiency of the method by sequentially treating the bottom-hole zones of injection wells with sulfuric acid, clay acid, increasing the pressure in the formation before the initial and subsequent cyclic flooding.

Claims

A method of developing a terrigenous oil formation, including producing fluid through production wells, injecting a displacing agent through injection wells, treating bottom-hole zones of injection wells using clay acid, characterized in that the bottom-hole zones of the formation of injection wells are sequentially treated with sulfuric acid and clay acid, and the displacing agent is pumped into formation until the pressure in the formation reaches its original value, after which periodical stops and the renewal of injection of the displacing agent into the formation, while the duration of the injection half-cycle is determined by the formula
tl ^2/2 • x,
where t is the injection half-cycle time, s;
l distance between injection and production galleries, m;
x the average piezoconductivity of the flooded reservoir volume, m ² / s.