RU2095555C1

RU2095555C1 - Method for development of oil beds which are nonuniform in permeability

Info

Publication number: RU2095555C1
Application number: RU94022775/03A
Authority: RU
Inventors: вцев Г.В. Кудр; Г.В. Кудрявцев; Ю.А. Волков; Р.Х. Муслимов
Priority date: 1994-06-14
Filing date: 1994-06-14
Publication date: 1997-11-10
Also published as: RU94022775A

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: according to method, injected into each interlayer simultaneously and separately are solutions of polymers. Injected into high-permeable interlayers are polymers of high molecular mass, and injected into low-permeable interlayers are polymers of low molecular mass. Polymer is selected basing on condition that average size of macromolecules is less than average diameter of porous passages. EFFECT: high efficiency.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений с применением физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for developing oil fields using physico-chemical methods to increase oil recovery.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в закачке в пласт аэрированного раствора поверхностно-активных веществ, снижающего проницаемость высокопроницаемых пропластков при заводнении слоисто-неоднородных пластов (см. патент США N 3547199). Недостатком способа является низкая эффективность его из-за нестабильности закачиваемого в пласт агента. There is a method of developing oil fields, which consists in injecting an aerated solution of surfactants into the formation, which reduces the permeability of highly permeable layers during flooding of layered heterogeneous formations (see US patent N 3547199). The disadvantage of this method is its low efficiency due to the instability of the agent injected into the reservoir.

Прототипом изобретения является способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в том, что в продуктивный пласт закачивают оторочку вязкого раствора полимера с последующей закачкой воды (см. а.с.СССР N 681993, кл. E 21 B 43/20). Сущность способа заключается в том, что полимерный раствор, проникая в первую очередь в высокопроницаемые пропластины, увеличивает их фильтрационное сопротивление, за счет чего нагнетаемая вслед за оторочкой вода направляется в менее проницаемые интервалы, что обуславливает как увеличение охвата пласта вытеснением так и повышение нефтеотдачи. The prototype of the invention is a method of developing oil fields, which consists in the fact that a rim of a viscous polymer solution is pumped into the reservoir followed by water injection (see A.C.SSSR N 681993, class E 21 B 43/20). The essence of the method lies in the fact that the polymer solution, penetrating primarily into highly permeable layers, increases their filtration resistance, due to which the water injected after the rim is sent to less permeable intervals, which causes both an increase in the coverage of the formation by displacement and an increase in oil recovery.

Способ недостаточно эффективен из-за неполного охвата пласта заводнением. В низкопроницаемые интервалы пласта полимер не может проникнуть ввиду того, что характерный диаметр микроканалов этих интервалов меньше, чем размер макромолекул полимера. Поэтому, когда через единый фильтр заканчивается оторочка полимера в пласт, сложенный разнопроницаемыми пропластками, та часть коллекторов, пористая среда которых имеет средний размер пор меньший, чем размер макромолекулярного клубка, может быть заблокирована (как бы "заклеена") закачиваемым полимером, в результате чего уменьшается охват пласта при последующем заводнении. The method is not effective enough due to incomplete coverage of the formation by water flooding. The polymer cannot penetrate into low-permeable formation intervals because the characteristic diameter of the microchannels of these intervals is less than the size of the polymer macromolecules. Therefore, when a polymer rim ends up through a single filter into a formation composed of differently permeable layers, that part of the reservoirs whose porous medium has an average pore size smaller than the size of the macromolecular coil can be blocked (as if “glued”) by the injected polymer, as a result of which formation coverage decreases during subsequent flooding.

Техническим результатом от использования изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти растворами полимеров. The technical result from the use of the invention is to increase the efficiency of oil displacement with polymer solutions.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками растворов полимеров и воды, растворы полимеров в каждый пропласток закачивают одновременно-раздельно, причем в высокопроницаемые пропластки закачивают растворы полимеров с высокой молекулярной массой, в низкопроницаемые с низкой молекулярной массой, а полимер подбирают из условия, чтобы средний размер макромолекул не превышал средний диаметр поровых каналов. The specified technical result is achieved due to the fact that in the proposed method for developing heterogeneous permeability of oil reservoirs, including the displacement of oil from the reservoir by successive rims of polymer and water solutions, polymer solutions are pumped simultaneously and separately into each interlayer, and polymer solutions with high molecular weight, in low permeability with low molecular weight, and the polymer is selected so that the average size of the macromolecules is not exceeded The average diameter of the pore channels was obstructed.

Такое выполнение способа обеспечивает наиболее оптимальный режим вытеснения нефти за счет свободного проникновения полимерных растворов и воды в нефтенасыщенное поровое пространство. При этом удается избежать блокировки проводящих поровых каналов низкопроницаемых участков продуктивной толщи, что позволяет увеличить охват пласта вытеснением и, в конечном счете, повысить его конечную нефтеотдачу по сравнению с известным способом. This embodiment of the method provides the most optimal mode of oil displacement due to the free penetration of polymer solutions and water into the oil-saturated pore space. At the same time, it is possible to avoid blocking the conductive pore channels of low-permeable sections of the productive stratum, which allows increasing the coverage of the formation by displacement and, ultimately, increasing its final oil recovery compared to the known method.

На сегодня нам не известны способы, предусматривающие одновременно-раздельную закачку полимеров разной молекулярной массы в разнопроницаемые интервалы пласта с целью избежания закупорки полимерными частицами пористой среды низкопроницаемых пропластков и обеспечения более полного и равномерного охвата пласта процессом нефтевытеснения. To date, we are not aware of methods that provide for simultaneous and separate injection of polymers of different molecular weights at different permeability intervals of the formation in order to avoid clogging by the polymer particles of the porous medium of low permeability layers and to ensure a more complete and uniform coverage of the formation by the process of oil displacement.

Способ осуществляют в следующей последовательности. Для выбранного участка нефтяной залежи, представленного слоистонеоднородным пластом, предварительно исследуют коллекторские свойства каждого пропластка. Для этого на образцах породы продуктивного пласта по стандартной методике (см. ОСТ 39-204-96 "Нефть", МНП, М, 1986) определяют проницаемость, пористость и капиллярные характеристики пористой среды: распределение пор по размерам и средний диаметр пор. Затем для каждого пропластка подбирают полимер из условия, чтобы средний диаметр поровых каналов превышал средний размер макромолекулы. Размер макромолекул полимеров разной молекулярной массы определяется на стандартных приборах методом светорассеяния или методом ЯМР. Обычно, чем больше молекулярная масса полимера, тем больше размер молекулы. Из выбранных полимеров готовятся растворы расчетных концентраций и на образцах пород проводят испытания на фильтруемость, т.е. на способность полимера проникать в поровое пространство, не закупоривая входную поверхность образца (PD-39-0148311-206-85, Гипровостокнефть, г. Куйбышев, 1981 г. ). При хорошей фильтруемости полимера, его отбирают для практического использования. The method is carried out in the following sequence. For the selected area of the oil reservoir, represented by a stratified inhomogeneous reservoir, the reservoir properties of each layer are previously examined. For this purpose, permeability rock samples using the standard methodology (see OST 39-204-96 Oil, MNP, M, 1986) determine the permeability, porosity and capillary characteristics of a porous medium: pore size distribution and average pore diameter. Then, for each layer, a polymer is selected so that the average diameter of the pore channels exceeds the average size of the macromolecule. The size of the macromolecules of polymers of different molecular weights is determined on standard devices by light scattering or NMR. Usually, the larger the molecular weight of the polymer, the larger the size of the molecule. Solutions of the calculated concentrations are prepared from the selected polymers and tests on filterability are performed on rock samples, i.e. on the ability of the polymer to penetrate into the pore space without clogging the inlet surface of the sample (PD-39-0148311-206-85, Giprovostokneft, Kuibyshev, 1981). With good filterability of the polymer, it is selected for practical use.

На промысле с помощью существующего оборудования из выбранных полимеров готовят растворы необходимых концентраций и через нагнетательную скважину, снабженную пакером, закачивают в высоко- и низкопроницаемые интервалы пласта соответственно подобранные реагенты. После окончания закачки оторочек дальнейшее их продвижение по пласту осуществляют обычной водой, используемой для ППД на данном месторождении. In the field, using the existing equipment, solutions of the required concentrations are prepared from the selected polymers and, accordingly, reagents are pumped into the high and low permeability intervals of the formation through an injection well equipped with a packer. After the injection of the rims, their further progress through the reservoir is carried out with ordinary water used for the RPM in this field.

Эффективность предлагаемого способа изучали в лабораторных условиях. The effectiveness of the proposed method was studied in laboratory conditions.

При испытании были использованы следующие материалы. В качестве высокомолекулярного полимера порошкообразный полиакриламид (ПАА) Аккотрол-623, закупаемый в Японии и применяемый на месторождениях России (фирма-изготовитель "Мицуи-Цианамид"). Его молекулярная масса 12 млн. In the test, the following materials were used. As a high molecular weight polymer, powdered polyacrylamide (PAA) Accotrol-623, purchased in Japan and used in Russian fields (manufacturer "Mitsui-Cyanamide"). Its molecular weight is 12 million.

В качестве низкомолекулярного полимера КМЦ-600 отечественного производства (ТУ 6-55-40-90). Его молекулярная масса 2 млн. As a low molecular weight polymer KMC-600 of domestic production (TU 6-55-40-90). Its molecular weight is 2 million.

В качестве моделей пласта использовали линейные модели. Линейные модели представляли собой стеклянные трубы длиной 540-655 мм с внутренним диаметром 14-15,4 мм, набитые чистым кварцевым песком проницаемостью 0,24-1,2 мкм^∧2 В качестве модели нефти использовали дегазированную нефть горизонта D1 Ромашкинского месторождения, разбавленную керосином. Вязкость нефти составляла 3,8 мПа•c. В качестве модели воды использовали водопроводную воду.As reservoir models, linear models were used. Linear models were glass tube with a length of 540-655 mm 14-15,4 mm internal diameter, filled with quartz sand permeability 0,24-1,2 m ^∧ 2 used as a model oil degassed oil horizon D1 Romashkinskoye field diluted paraffin . The viscosity of the oil was 3.8 MPa • s. Tap water was used as a model of water.

Опыты проводились в следующей последовательности. The experiments were carried out in the following sequence.

1. Определяли фильтруемость полимеров. 1. Determined the filterability of the polymers.

Модели под вакуумом насыщались водопроводной водой, определялся поровый объем и проницаемость при фильтрации однородной жидкости. Готовились водные растворы полимеров Аккотрол-623 и КМЦ-600 одинаковой вязкости, равной 2,45 мПа•c. Концентрация раствора Аккотрол-623 оставляла 0,03% а раствора КМЦ-600 0,25% На ЯМР-релаксометре определяли средний размер макромолекул: 6•10^∧-4см Аккотрол-623 и 4•10^∧-5см КМЦ-600. Для каждой модели пласта по известной проницаемости и пористости определяли средний размер поровых каналов по формуле:

где
K проницаемость, m пористость.The models were saturated with tap water under vacuum, the pore volume and permeability were determined during filtration of a homogeneous liquid. Aqueous solutions of Akkotrol-623 and KMTs-600 polymers of the same viscosity equal to 2.45 MPa • s were prepared. The concentration of Akkotrol-623 solution left 0.03% and KMC-600 solution 0.25%. The average size of macromolecules was determined on an NMR relaxometer: 6 • 10 ^∧ -4 cm Akkotrol-623 and 4 • 10 ^∧ -5 cm KMTs-600. For each reservoir model, the average size of the pore channels was determined by the known permeability and porosity by the formula:

Where
K permeability, m porosity.

Средние размеры макромолекул сопоставлялись со средним размером поровых каналов. По результатам сопоставления были отобраны для проверки на фильтруемость в пористой среде с проницаемостью выше 0,4 мкм^∧2 Аккотрол-623, а ниже 0,4 мкм^∧2 КМЦ-600.The average size of the macromolecules was compared with the average size of the pore channels. According to the results of the comparison, they were selected for testing filterability in a porous medium with a permeability higher than 0.4 μm ^∧ 2 Akkotrol-623, and below 0.4 μm ^∧ 2 KMTs-600.

Опыты по фильтрации полимерных растворов проводились при постоянном перепаде давления. The experiments on filtering polymer solutions were carried out at a constant pressure drop.

Количественно фильтруемость растворов полимеров в данной пористой среде оценивается следующей величиной

где ΔR_вх изменение фактора сопротивления на входном участке за время T=1 ч; R_осн. фактор сопротивления на основной части модели пласта или керна.Quantitatively, the filterability of polymer solutions in a given porous medium is estimated by the following value

where ΔR _{in the} change in the resistance factor at the input section for a time T = 1 h; R _main resistance factor on the main part of the reservoir or core model.

При отсутствии какой-либо кольматации порового пространства входного участка ΔR_вх= O и Ф _→ ∞ т.е. фильтруемость раствора полимера отличная.In the absence of any clogging of the pore space of the inlet region ΔR _in = O and Ф _ → ∞ i.e. the filterability of the polymer solution is excellent.

Если Ф > 5, то фильтруемость считается хорошей. При 1 < Ф < 5 фильтруемость удовлетворительная. Когда Ф < 1, фильтруемость считается плохой. If Φ> 5, then filterability is considered good. For 1 <Φ <5, filterability is satisfactory. When Φ <1, filterability is considered poor.

Результаты опытов представлены в табл. 1. The results of the experiments are presented in table. one.

Как видно из табл. 1, фильтруемость полимера высокой молекулярной массы в моделях пласта с проницаемостью ниже 0,4 мкм^∧2 плохая по причине полной блокировки входного участка. Раствор КМЦ обладает хорошей и отличной фильтруемостью во всем диапазоне проницаемостей поровых сред.As can be seen from the table. 1, the filterability of a polymer of high molecular weight in reservoir models with a permeability below 0.4 μm ^∧ 2 is poor due to complete blockage of the input section. The CMC solution has good and excellent filterability in the entire range of permeability of pore media.

2. Исследовали эффективность вытеснения нефти полимерными растворами и низкой молекулярной массы из моделей слоисто-неоднородного пласта по известному способу. 2. Investigated the effectiveness of the displacement of oil by polymer solutions and low molecular weight from models of a layered heterogeneous formation by a known method.

Для подготовки к опытам по вытеснению модели вакуумировали и насыщали пресной водопроводной водой. Затем вода вытеснялась нефтью для создания остаточной неподвижной водонасыщенности. Подсчитывались величины начального объема нефти и остаточного объема воды. После насыщения нефтью модели выдерживались 72 ч для установления сорбционного равновесия. To prepare for displacement experiments, the models were evacuated and saturated with fresh tap water. Then the water was displaced by oil to create residual stationary water saturation. The values of the initial volume of oil and the residual volume of water were calculated. After oil saturation, the models were held for 72 h to establish sorption equilibrium.

Две модели различной проницаемости соединялись параллельно, т.е. имели общий вход, и таким образом имитировали слоистую неоднородность пласта. Two models of different permeability were connected in parallel, i.e. had a common entrance, and thus imitated a layered heterogeneity of the reservoir.

Характеристики моделей приведены в табл. 2. Characteristics of the models are given in table. 2.

При параллельной обвязке соединялись модели N 1 и N 2 и модели N 3 и N 4. Отношение проницаемостей пропластков составляло 2,4-3,6. Остаточная (связанная) водонасыщенность в пористой среде содержалась в количестве 21-26% от порового объема моделей. With parallel strapping, models N 1 and N 2 and models N 3 and N 4 were connected. The permeability ratio of the interlayers was 2.4-3.6. The residual (bound) water saturation in the porous medium was contained in an amount of 21-26% of the pore volume of the models.

Нефть вязкостью 3,8 мПа•c вытеснялась оторочками растворов КМЦ и ПАА одинаковой вязкости, равной 2,45 мПа•c. Размер оторочки составлял 30% от суммарного порового объема обоих пропластков. Oil with a viscosity of 3.8 MPa • s was replaced by rims of CMC and PAA solutions of the same viscosity equal to 2.45 MPa • s. The rim size was 30% of the total pore volume of both layers.

Оторочка ПАА закачивалась в двухслойную модель N 1-2, а оторочка КМЦ в модель N 3-4. Для визуального наблюдения за процессом вытеснения и распределением оторочки между пропластками разной проницаемости растворы полимеров подкрашивались специальным индикатором. The PAA hem was pumped into a two-layer model N 1-2, and the CMC rim into a model N 3-4. For visual observation of the displacement process and the distribution of the rim between the layers of different permeability, polymer solutions were tinted with a special indicator.

Было проведено несколько серий опытов. Во всех опытах вытеснение нефти продолжалось до 98% -ной обводненности. Для сравнения проводили опыты по вытеснению нефти только одной водой. Several series of experiments were carried out. In all experiments, oil displacement continued to 98% water cut. For comparison, experiments were conducted on the displacement of oil with only one water.

Осредненные результаты опытов представлены в табл. 3. The averaged results of the experiments are presented in table. 3.

Как видно из табл. 3 нефтеотдача слоисто-неоднородного пласта в целом при воздействии полиакриламидом и эфиром целлюлозы примерно одинаковая, что составляет (в пределах погрешностей замеров) 58% Однако, при вытеснении нефти раствором КМЦ необходимо более чем в 1,6 раза больше прокачать воды, чем при вытеснении раствором ПАА. As can be seen from the table. 3, the oil recovery of the stratified heterogeneous formation as a whole when exposed to polyacrylamide and cellulose ether is approximately the same, which is (within the limits of measurement errors) 58%. However, when displacing oil with a CMC solution, it is necessary to pump more than 1.6 times more water than when displacing with a solution PAA.

Нефтеотдача менее проницаемого пропластка при закачке раствора ПАА на 5,4% ниже, чем при закачке КМЦ. Этого следовало ожидать, т.к. фильтруемость раствора КМЦ в низкопроницаемой пористой среде гораздо выше, чем ПАА. Последнее наблюдалось и визуально: раствор КМЦ продвигался по низкопроницаемому пропластку по всей длине, а раствор ПАА только по высокопроницаемому пропластку. Низкопроницаемый пропласток был частично заблокирован полимерным веществом; извлечение нефти из него происходило путем вытеснения водой, закачиваемой после оторочки. Поэтому и величина нефтеотдачи менее проницаемого пропластка при закачке ПАА и воды примерно одинаковая - 52,2% и 51,8% соответственно. Более равномерно происходило вытеснение нефти по пропласткам при закачке КМЦ, чем ПАА. Oil recovery of a less permeable interlayer when injecting a PAA solution is 5.4% lower than when injecting CMC. This was to be expected since the filterability of the CMC solution in a low permeable porous medium is much higher than PAA. The latter was also observed visually: the CMC solution advanced along the low permeability layer along the entire length, and the PAA solution only along the highly permeable layer. The low permeability interlayer was partially blocked by a polymer substance; oil was extracted from it by displacement by water pumped after the rim. Therefore, the oil recovery rate of a less permeable layer during injection of PAA and water is approximately the same - 52.2% and 51.8%, respectively. More uniformly the oil was displaced through the interlayers during CMC injection than PAA.

Эффективность полимерного воздействия при закачке высокомолекулярного ПАА (5,8% ) можно объяснить только увеличением полноты вытеснения нефти (микроохвата) из высокопроницаемого пропластка. Эффективность полимерного воздействия при закачке низкомолекулярного КМЦ (5,6%) объясняется более полным охватом вытеснением малопроницаемого пропластка. Однако, в целом при закачке как высоко- так и низкомолекулярных полимеров в слоистый пласт абсолютный прирост нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением небольшой и составляет в среднем 5,7%
Таким образом показано, что известный способ полимерного воздействия на неоднородные нефтяные пласты, когда в качестве загустителя воды в высоко- и низкопроницаемые интервалы продуктивной толщи закачивается одновременно только один полимер (с любой молекулярной массой), является недостаточно эффективным.The efficiency of polymer exposure during injection of high molecular weight PAA (5.8%) can be explained only by an increase in the completeness of oil displacement (microcoverage) from a highly permeable interlayer. The effectiveness of polymer exposure during the injection of low molecular weight CMC (5.6%) is explained by a more complete coverage of the low permeability layer by displacement. However, in general, when both high and low molecular weight polymers are injected into a stratified formation, the absolute increase in oil recovery compared to conventional water flooding is small and averages 5.7%
Thus, it is shown that the known method of polymer exposure to heterogeneous oil reservoirs, when only one polymer (with any molecular weight) is pumped simultaneously into the high and low permeability intervals of the productive stratum as a water thickener, is not effective enough.

3. Проводили испытания предлагаемого способа. 3. Tested the proposed method.

По предлагаемому способу оторочка полимера с высокой молекулярной массой закачивалась в высокопроницаемый пропласток, а оторочка полимера с низкой молекулярной массой закачивалась в менее проницаемый пропласток, т.е. закачка осуществлялась одновременно-раздельно. Объем оторочки каждого раствора составлял 15% от порового объема каждого пропластка. В целом для двухслойной модели пласта объем оторочки составлял 30% от суммарного объема как и в известном способе. Результаты испытаний приведены в последней строке табл.3. According to the proposed method, the rim of the polymer with a high molecular weight was pumped into a highly permeable layer, and the rim of the polymer with a low molecular weight was pumped into a less permeable layer, i.e. injection was carried out simultaneously-separately. The rim volume of each solution was 15% of the pore volume of each layer. In general, for the two-layer model of the formation, the rim volume was 30% of the total volume, as in the known method. The test results are shown in the last row of Table 3.

Как видно из табл.3, предлагаемый способ позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи на 31,7% против 5,7% у известного. As can be seen from table 3, the proposed method allows to increase the oil recovery coefficient by 31.7% against 5.7% of the known.

Технико-экономическая эффективность от применения предлагаемого способа достигается за счет увеличения как коэффициента охвата, так и коэффициента вытеснения, что позволяет добыть дополнительное количество нефти практически без увеличения затрат. Technical and economic efficiency from the application of the proposed method is achieved by increasing both the coverage coefficient and the displacement coefficient, which allows you to get an additional amount of oil with virtually no increase in costs.

Claims

A method of developing heterogeneous permeability of oil reservoirs, including the injection of polymer solution rims through injection wells followed by water displacement, characterized in that the polymer solution rims are simultaneously separately injected into each layer, and high-density polymers are pumped into high-permeability layers and polymers are pumped into low-permeability layers low molecular weight, while the polymer is selected so that the average size of the macromolecules is less than the average diameter meters of pore channels.