RU2086758C1 - Method for development of oil reservoir - Google Patents
Method for development of oil reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2086758C1 RU2086758C1 RU96101423A RU96101423A RU2086758C1 RU 2086758 C1 RU2086758 C1 RU 2086758C1 RU 96101423 A RU96101423 A RU 96101423A RU 96101423 A RU96101423 A RU 96101423A RU 2086758 C1 RU2086758 C1 RU 2086758C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- reservoir
- clay
- water
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам, снижающим проницаемость обводненных пластов и вовлекающих в разработку менее обводненные пласты или части пласта. The present invention relates to the oil and gas industry, in particular, to methods that reduce the permeability of flooded formations and involving less flooded formations or parts of the formation in the development.
Известен способ разработки месторождения путем закачивания в пласт через нагнетательную скважину водного раствора смеси оксиэтилированного алкилфенола, полиакриламида и жидкого стекла. (Авторское свидетельство СССР N 1736228, Е 21 В 43/22, 1990). Этот способ не обеспечивает эффективного снижения проницаемости высокопористых трещиноватых коллекторов из-за недостаточного объема выпадающего осадка. Объем осадка незначителен при низком содержании ионов кальция и магния в закачиваемой воде. Сложность приготовления раствора в промысловых условиях и дороговизна реагентов являются недостатками способа. A known method of developing a field by injecting into the formation through an injection well an aqueous solution of a mixture of ethoxylated alkyl phenol, polyacrylamide and water glass. (USSR author's certificate N 1736228,
Наиболее близким по технической сути и получаемому эффекту к предлагаемому техническому решению является способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку водного раствора полимера, концентрированного раствора щелочи и минерализованной воды. Однако практическое применение способа ограничено недостаточной эффективностью закупоривания коллекторов, особенно с опресненной пластовой водой и высокой стоимостью полимера (патент РФ N 2004782, Е 21 В 43/22, 1991). The closest in technical essence and the effect obtained to the proposed technical solution is a method of developing oil fields, including the sequential injection of an aqueous polymer solution, concentrated alkali solution and mineralized water. However, the practical application of the method is limited by the insufficient efficiency of clogging the collectors, especially with desalinated formation water and the high cost of the polymer (RF patent N 2004782, Е 21 В 43/22, 1991).
Для снижения проницаемости обводненного пласта последовательно закачивают щелочной реагент, минерализованную воду, дополнительно проводят закачку глинистого раствора, а в качестве щелочного реагента используют раствор соединения металла первой группы, при этом глинистый раствор подают в смеси со щелочным реагентом, а непосредственно после закачки щелочного реагента подают раствор хлористого или гидроксохлористого алюминия. To reduce the permeability of the flooded reservoir, an alkaline reagent and mineralized water are sequentially injected, an additional clay solution is injected, and a metal compound of the first group is used as an alkaline reagent, while the clay solution is mixed with an alkaline reagent, and immediately after the alkaline reagent is injected, a solution is supplied aluminum chloride or hydrochloride.
Концентрацию щелочного реагента, хлористого, гидроксохлористого алюминия меняют в зависимости от проницаемости пласта, приемистости скважины от 0,5% до концентрация насыщенного раствора. Объем растворов рассчитывают по поровому объему пласта. The concentration of alkaline reagent, aluminum chloride, hydrochloride chloride varies depending on the permeability of the formation, the injectivity of the well from 0.5% to the concentration of saturated solution. The volume of solutions is calculated by the pore volume of the reservoir.
Объем раствора хлористого, гидроксохлористого алюминия должен содержать 0,2-0,4 эквивалента от теоретически необходимого количества для полного осаждения щелочного реагента. Осаждение щелочных реагентов будет происходить и ионами, содержащимися в сточной воде. Концентрацию глины в суспензии выбирают в зависимости от проницаемости пласта, то есть приемистости нагнетательной скважины, и она может колебаться от 0,5 до 25,0%
Последовательность выполнения операций снижает или прекращает фильтрацию через обводненную часть пласта, по мере закупорки высокопроницаемых участков пласта происходит переход к новым зонам фильтрации, то есть регулируется фронт вытеснения.The volume of the solution of aluminum chloride, hydroxychloride should contain 0.2-0.4 equivalents of the theoretically necessary amount for the complete precipitation of the alkaline reagent. Precipitation of alkaline reagents will also occur with the ions contained in the wastewater. The concentration of clay in the suspension is selected depending on the permeability of the formation, that is, the injectivity of the injection well, and it can vary from 0.5 to 25.0%
The sequence of operations reduces or stops the filtration through the flooded part of the reservoir, as high-permeability sections of the reservoir become clogged, a transition to new filtration zones occurs, that is, the displacement front is regulated.
В качестве щелочных реагентов могут применяться стекло натриевое жидкое по ГОСТ 13078-81, водорастворимый порошок силиката натрия по ТУ 2145-015-13002578-94, водные растворы силикатов натрия по ТУ 2145-014-13002578-94, сода кальцинированная по ГОСТ 5100-85, натр едкий технический по ГОСТ 2263-79 или 11078-78, аммиак (водный раствор) по ГОСТ 9-92. As alkaline reagents, sodium liquid glass according to GOST 13078-81, water-soluble sodium silicate powder according to TU 2145-015-13002578-94, aqueous solutions of sodium silicates according to TU 2145-014-13002578-94, soda ash according to GOST 5100-85 can be used , technical caustic soda according to GOST 2263-79 or 11078-78, ammonia (aqueous solution) according to GOST 9-92.
За щелочными реагентами закачиваются растворы отработанного хлористого алюминия по ТУ 38.102163-84 или гидроксохлористого алюминия по ТУ 38.302163-94. For alkaline reagents, solutions of spent aluminum chloride according to TU 38.102163-84 or aluminum hydroxyl chloride according to TU 38.302163-94 are pumped.
Наряду с целевыми промышленными химическими продуктами могут также применяться отработанные щелочные отходы производства, имеющие соответствующее разрешение на применение в процессах добычи нефти. Along with the target industrial chemical products, spent alkaline waste products that have the appropriate permit for use in oil production processes can also be used.
Плотность минерализованной воды должна превышать 1050 кг/м3, допускается применение раствора хлористого кальция по ГОСТ 450-86 соответствующей плотности.The density of mineralized water should exceed 1050 kg / m 3 , it is allowed to use a solution of calcium chloride according to GOST 450-86 of the corresponding density.
Эффективность снижения проницаемости обводненного пласта предлагаемыми и известными способами определялась лабораторными опытами по фильтрации применяемых растворов через образец искусственного керна. Образец представляет собой сцементированный кварцевый песок диаметром 39-40 мм, длиной 52-56 мм, объемом пор 13,2-17,5 см3. Опыты начинаются с установки образца в кернодержатель, насыщения его пластовой водой с плотностью 1050 к/м3, и определяется начальная проницаемость при постоянном перепаде давления, равном 0,01 МПа.The effectiveness of reducing the permeability of a waterlogged formation by the proposed and known methods was determined by laboratory experiments on filtering the applied solutions through an artificial core sample. The sample is a cemented quartz sand with a diameter of 39-40 mm, a length of 52-56 mm, a pore volume of 13.2-17.5 cm 3 . The experiments begin with the installation of the sample in the core holder, saturation of it with formation water with a density of 1050 k / m 3 , and the initial permeability is determined with a constant pressure drop of 0.01 MPa.
С целью снижения проницаемости через образец фильтруют чередующиеся оторочки из 2 мл пресной воды, 5 мл первого осадкогелеообразующего состава, 2 мл пресной воды, 5 мл раствора хлористого или гидроксохлористого алюминия, 2 мл пресной воды, 20 мл сточной воды. Остаточную проницаемость определяли при фильтрации сточной воды в прямом и обратном направлениях. Степень снижения проницаемости образцов характеризует эффективность применяемого способа закачивания растворов. In order to reduce permeability, alternating rims of 2 ml of fresh water, 5 ml of the first precipitating gel-forming composition, 2 ml of fresh water, 5 ml of a solution of aluminum chloride or hydrochloride, 2 ml of fresh water, 20 ml of waste water are filtered through a sample. Residual permeability was determined by filtering waste water in the forward and reverse directions. The degree of decrease in the permeability of samples characterizes the effectiveness of the applied method of pumping solutions.
Кроме жидкого стекла могут быть применены растворы гидроокиси аммония или натрия в смеси с полиакриламидом. Эффективность последовательной фильтрации алюмохлорида и сточной воды за растворами гидроокиси аммония или натрия составляет 6-14% по сравнению с изветсными методами (Патент России N 2004782 Е 21 В 43/22) (опыты 19-22). In addition to water glass, solutions of ammonium or sodium hydroxide mixed with polyacrylamide can be used. The efficiency of sequential filtration of aluminum chloride and wastewater for solutions of ammonium or sodium hydroxide is 6-14% compared with well-known methods (Russian Patent N 2004782 Е 21
Наилучшие результаты получены при фильтрации глинистой суспензии, содержащей 4% жидкого стекла или гидроокиси натрия, эффективность предлагаемого способа с 6% глинистой суспензией достигает 8-9% (опыты 23, 24, 27, 28), при концентрации глинопорошка 12% в растворе жидкого стекла эффект по снижению проницаемости составляет 13% (опыты 25, 26). Сравнение опытов 23-26 и 29-32 показывает, что предлагаемый способ позволяет значительно увеличить эффективность снижения проницаемости обводненного пласта путем закачивания глинистой суспензии, содержащей незначительную долю реагентов. The best results were obtained by filtering a clay suspension containing 4% liquid glass or sodium hydroxide, the effectiveness of the proposed method with a 6% clay suspension reaches 8-9% (
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
Пример 1. Опытный участок залежи нефти представлен угленосным горизонтом СI и СII с песчаным коллектором. Эксплуатация участка осуществляется 2 нагнетательными и 10 добывающими скважинами. Глубина залежи 1639-1631 м. Приемистость нагнетательных скважин при 10,2 МПа составляет 380 и 620 м3/сут. Обводненность продукции добывающих скважин составляет 79-93% дебит по нефти 1,5-37,8 м3/сут.Example 1. The experimental section of the oil deposits is represented by coal-bearing horizons СI and СII with a sand reservoir. The site is operated by 2 injection and 10 production wells. The depth of the deposit is 1639-1631 m. The injectivity of injection wells at 10.2 MPa is 380 and 620 m 3 / day. The water cut of production wells is 79-93% oil production rate of 1.5-37.8 m 3 / day.
В каждую нагнетательную скважину последовательно закачивают 8 м3 глинистого раствора на пресной воде плотностью 1200 кг/м3, 12 м3 водного раствора, содержащего 21% гидроокиси натрия и 14% силиката натрия, 24 м3 минерализованной воды плотностью 1178 кг/м3.8 m 3 of clay solution in fresh water with a density of 1200 kg / m 3 , 12 m 3 of an aqueous solution containing 21% sodium hydroxide and 14% sodium silicate, 24 m 3 of mineralized water with a density of 1178 kg / m 3 are sequentially pumped into each injection well.
За 7 мес после закачивания реагентов снижение обводненности продукции добывающих скважин составило 0,6-2,1% или в среднем 0,7% по участку, объем попутнодобываемой воды уменьшился на 89498 м3, за счет применения технологии дополнительно добыто 2988,8 т нефти.For 7 months after injection of reagents, the decrease in water cut in production of producing wells was 0.6-2.1% or an average of 0.7% in the area, the volume of produced water decreased by 89498 m 3 , due to the application of the technology 2988.8 tons of oil were additionally produced .
Пример 2. Объектом испытания выбран песчаник угленосного горизонта, эксплуатируемый 1 нагнетательной и 6 добывающими скважинами. Интервал перфорации нагнетательной скважины 1347,2-1352,4 м. Средняя толщина пласта 5,2 м. Плотность закачиваемой воды 1118 кг/м3, приемистость скважины при 9,5 МПа 535 м3/сут, проницаемость пласта 0,18-0,22 мкм2, пористость 0,23-0,26, обводненность продукции добывающих скважин 92-96% дебит по нефти 0,6-1,7 м3/сут.Example 2. The test object is selected sandstone of a coal-bearing horizon, operated by 1 injection and 6 production wells. The perforation interval of the injection well is 1347.2-1352.4 m. The average thickness of the formation is 5.2 m. The density of injected water is 1118 kg / m 3 , the injectivity of the well at 9.5 MPa is 535 m 3 / day, the permeability of the formation is 0.18-0 , 22 μm 2 , porosity 0.23-0.26, water cut in production of producing wells 92-96% oil production rate 0.6-1.7 m 3 / day.
После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 3 м3 пресной воды, за ним 24 м3 щелочной суспензии, содержащей 8,5% силиката натрия и 6% глинопорошка, еще 3 м3 пресной воды. Процесс улучшения вытеснения нефти достигается последующим закачиванием 2,3 м3 27% -ного раствора алюмохлорида и 20 м3 сточной воды плотностью 1118 кг/м3. Растворы продавливают 15 м3 сточной водой. Объем закачиваемых растворов составляет около 0,013 объема пор. Скважину останавливают на 72 ч для реагирования.After a set of preparatory and research works, 3 m 3 of fresh water is pumped into the injection well, followed by 24 m 3 of an alkaline suspension containing 8.5% sodium silicate and 6% clay powder, another 3 m 3 of fresh water. The process of improving oil displacement is achieved by subsequent injection of 2.3
В течение 2 мес обводненность продукции 5 добывающих скважин снизилась до 63-87% у 1 скважины до 47% дебит по нефти 2 скважин не изменился, 3 скважин увеличился до 4,1-13,6 м3/сут, 1 скважины с 1,3 м3/сут достиг 19,2 м3/сут. Приемистость нагнетательной скважины осталась на прежнем уровне.Within 2 months, the water cut of 5 production wells decreased to 63-87% at 1 well to 47%; the oil production rate of 2 wells did not change, 3 wells increased to 4.1-13.6 m 3 / day, 1 well from 1, 3 m 3 / day reached 19.2 m 3 / day. The injectivity of the injection well remained the same.
Пример 3. Пласт Д1 эксплуатируется 3 добывающими и 1 нагнетательной скважиной. Глубина залегания 1472-1485 м, эффективная толщина пласта 6,7 м. Интервал перфорации нагнетательной скважины 1473,2-1478,2. Плотность закачиваемой воды 1156 кг/м3, приемистость скважины при 10,5 МПа 243 м3. Проницаемость 0,37-0,45 мкм2, пористость 0,22-0,28. Обводненность продукции добывающих скважин 96-98% дебит по нефти 1,3-4,5 м3/сут.Example 3. The reservoir D1 is operated by 3 producing and 1 injection wells. The depth is 1472-1485 m, the effective thickness of the formation is 6.7 m. The perforation interval of the injection well is 1473.2-1478.2. The density of the injected water is 1156 kg / m 3 , the injectivity of the well at 10.5 MPa is 243 m 3 . Permeability 0.37-0.45 μm 2 , porosity 0.22-0.28. The water cut of production wells 96-98% oil production rate of 1.3-4.5 m 3 / day.
В нагнетательную скважину последовательно закачивают 3 м3 пресной воды, 32 м3 9,5%-ного раствора силиката натрия. 3 м3 пресной воды, 3 м3 27%-ного раствора гидроксохлористого алюминия, 40 м3 сточной воды плотностью 1156 кг/м3. Объем закачанных в пласт растворов составляет 0,017 объема пор. Скважину останавливают на 72 ч для реагирования.3 m 3 of fresh water, 32 m 3 of a 9.5% sodium silicate solution are sequentially pumped into the injection well. 3 m 3 of fresh water, 3
После закачивания растворов в течение 1 мес обводненность продукции 2 добывающих скважин снизилась на 28 и 37% снижение обводненности 1 скважины к концу 2 мес достигло 48% Дебит по нефти 2 скважин увеличился в 1,5 и 12,4 раза. Дебит 3 скважины остался неизменным. Приемистость нагнетательной скважины после закачивания реагентов снизилась на 25% и в течение 1 мес восстановилась полностью. After injecting the solutions for 1 month, the water cut of the production of 2 producing wells decreased by 28 and 37%; the decrease in water cut of 1 well by the end of 2 months reached 48%. The oil production rate of 2 wells increased by 1.5 and 12.4 times. The flow rate of 3 wells remained unchanged. The injectivity of the injection well after injection of the reagents decreased by 25% and was fully restored within 1 month.
Пример 4. Участок залежи эксплуатируется 1 добывающей и нагнетательной скважиной. Залежь представлена песчанником пласта СП, глубина залежи 1758-1764 м, проницаемость 0,24-0,26. Приемистость нагнетательной скважины при 9,4 МПа 670 м3/сут. Плотность закачиваемой воды 1104 кг/м3. Обводненность продукции добывающей скважины 86% дебит по нефти 5,6 м3/сут.Example 4. The reservoir is operated by 1 producing and injection wells. The deposit is represented by sandstone of the SP formation, the depth of the deposit is 1758-1764 m, the permeability is 0.24-0.26. The injectivity of the injection well at 9.4 MPa 670 m 3 / day. The density of the injected water is 1104 kg / m 3 . The water cut of production wells 86% oil flow rate of 5.6 m 3 / day.
В нагнетательную скважину закачивают 3 м3 пресной воды, 36 м3 щелочной глинистой суспензии, содержащей 6% глинопорошка, 4% гидроокиси натрия, 3 м3 пресной воды, 40 м3 сточной воды плотностью 1104 кг/м3. Объем закачанных растворов составляет 0,014 объема пор. Скважину останавливают на 72 ч.3 m 3 fresh water, 36 m 3 alkaline clay slurry containing 6% clay powder, 4% sodium hydroxide, 3 m 3 fresh water, 40 m 3 waste water with a density of 1104 kg / m 3 are pumped into the injection well. The volume of injected solutions is 0.014 pore volume. The well is stopped for 72 hours.
Снижение обводненности продукции добывающей скважины составило 8% дебит по нефти достиг 17,2 м3/сут.The decrease in water cut in production wells amounted to 8% oil production rate reached 17.2 m 3 / day.
Примеры осуществления способа приведены в таблице. Examples of the method are shown in the table.
Концентрированные растворы с суммарным объемом используемых жидкостей до 100 м3 могут закачиваться непосредственно из автоцистерн, большие объемы разбавленных растворов закачиваются с помощью существующего оборудования КНС.Concentrated solutions with a total volume of liquids used up to 100 m 3 can be pumped directly from tankers, large volumes of diluted solutions are pumped using existing SPS equipment.
Способ может применяться с самого начала процесса заводнения, но наиболее подходящими объектами являются залежи с обводненностью продукции более 80% и коэффициентом текущей нефтеотдачи менее 0,7. При приемистости скважин более 500 м3 /сут в качестве первой порции применяются насыщенные растворы соединений металлов первой группы в смеси с 5-25% глинистой суспензией, при меньшей приемистости применяются более разбавленные растворы, при менее 500 м3/сут регулирование фронта вытеснения целесообразно осуществить с растворами меньшей концентрации.The method can be applied from the very beginning of the waterflooding process, but the most suitable objects are deposits with a water cut of more than 80% and a coefficient of current oil recovery of less than 0.7. When wells are injected more than 500 m 3 / day, saturated solutions of the first group of metal compounds mixed with 5-25% clay slurry are used as the first portion, more dilute solutions are used with less injectivity, and it is advisable to control the displacement front for less than 500 m 3 / day with solutions of lower concentration.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96101423A RU2086758C1 (en) | 1996-01-11 | 1996-01-11 | Method for development of oil reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96101423A RU2086758C1 (en) | 1996-01-11 | 1996-01-11 | Method for development of oil reservoir |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2086758C1 true RU2086758C1 (en) | 1997-08-10 |
RU96101423A RU96101423A (en) | 1997-11-20 |
Family
ID=20176114
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96101423A RU2086758C1 (en) | 1996-01-11 | 1996-01-11 | Method for development of oil reservoir |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2086758C1 (en) |
-
1996
- 1996-01-11 RU RU96101423A patent/RU2086758C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Авторское свидетельство СССР N 1736228, кл. E 21 B 33/13, 1990. 2. Патент RU N 2004782, кл. E 21 B 43/22, 1993. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5143155A (en) | Bacteriogenic mineral plugging | |
US2272672A (en) | Water flooding of oil fields | |
EP0177324B1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by permeability modification with phenolic gels | |
RU2086758C1 (en) | Method for development of oil reservoir | |
RU2447127C2 (en) | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation | |
US5368101A (en) | Method for reducing retention of a displacement agent and application to assisted recovery of hydrocarbons | |
RU2212529C1 (en) | Method of control of nonuniform oil formation permeability | |
RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
RU2098611C1 (en) | Method of developing deposit with high-viscosity oil | |
RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2046185C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow | |
RU2209302C2 (en) | Method of development of oil deposit at late stage | |
RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2004782C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2083809C1 (en) | Method for development of water-flooded oil deposit | |
RU2747726C1 (en) | Composition for flow leveling works in injection wells | |
RU2173382C1 (en) | Formulation for controlling permeability of nonuniform formations | |
RU2205945C2 (en) | Method of control of nonuniform formation permeability | |
RU2166622C1 (en) | Method of oil recovery increase from formation | |
RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
RU2136871C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
EP0040763B1 (en) | Method for the preparation of liquid aluminum citrate | |
RU2134342C1 (en) | Method of additionally displacing residual oil | |
RU2165013C1 (en) | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080112 |