RU2107812C1 - Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти - Google Patents
Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2107812C1 RU2107812C1 RU97115242A RU97115242A RU2107812C1 RU 2107812 C1 RU2107812 C1 RU 2107812C1 RU 97115242 A RU97115242 A RU 97115242A RU 97115242 A RU97115242 A RU 97115242A RU 2107812 C1 RU2107812 C1 RU 2107812C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- injection
- polymer
- water
- wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
По способу разработки на залежи нефти размещают системы нагнетательных и добывающих скважин. В нагнетательные скважины закачивают оторочку воды, оторочки полимера, тонкодисперсную среду и воду. Из добывающих скважин добывают нефть и воду. После закачки оторочки воды производят закачку оторочки ПАВ и/или полимера. Закачку оторочки ПАВ и/или полимера производят в тонкодисперсной среде с концентрацией тонкодисперсного материала 0,5 - 5%. 1 табл.
Description
Изобретение относится к разработке нефтегазовых месторождений и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленностях.
Практически все реальные нефтегазовые залежи неоднородны по проницаемости (по разрезу и площади) и нефтенасыщенности (начальной и текущей). В системах разработки с поддержанием пластового давления это приводит к неравномерному вытеснению нефти из разнопроницаемых и неодинаково нефтенасыщенных прослоев. Следствием этого является недостаточно высокая нефтеотдача пластов и балластный отбор большого количества агента-вытеснителя.
Известны способы разработки такого рода залежей, преследующие цель повысить эффективность традиционно применяемого метода заводнения [1]. В известном способе проводят регулирование (выравнивание) фронта вытесняющей воды путем закачки в нагнетательные скважины частично гидролизованного полиакриламида, предварительно обработанного ацетатом хрома, и глинистой суспензии с добавленными в нее хромкалиевыми квасцами.
Недостатком известного способа является узкая область применения (высокопроницаемые пласты) и недостаточно высокая эффективность нефтеизвлечения. По сути он не является способом разработки залежи, а является способом обработки призабойной зоны нагнетательной скважины. Закачиваемые полиакриламид и глинистая суспензия сшиваются в структурированную гелеобразную слабо подвижную систему, затрудняющую эксплуатацию окружающих добывающих скважин. Приемистость обработанных таким образом нагнетательных скважин, как показывает промысловый опыт, резко снижается примерно в половине случаев и, соответственно, падают дебиты добывающих скважин, возрастают потери в добыче нефти. Повторные обработки нагнетательных скважин становятся практически невозможными.
Прототипом изобретения является способ разработки, в котором закачку водного раствора полимера периодически чередуют с нагнетанием суспензии дисперсных частиц [2].
Недостатком известного способа является недостаточно высокая эффективность. Проталкиваемый по пласту оторочкой суспензии полимер адсорбируется и разрушается в пористой среде, частично выполняя свое функциональное назначение.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа путем уменьшения деструкции и адсорбции ПАВ и полимеров в пористой среде.
Для решения задачи предложен способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи, включающий размещение на ней системы нагнетательных и добывающих скважин, закачку в нагнетательные скважины оторочек воды, полимера, тонкодисперсной среды и снова воды, добычи из добывающих скважин нефти, воды, при этом вместо оторочки полимера или совместно с ней закачивают поверхностно-активное вещество (ПАВ), причем закачку оторочки полимера и/или ПАВ производят в тонкодисперсной среде с концентрацией тонкодисперсного материала 0,5-5,0%.
Характерной особенностью реальных пористых сред, особенно с полимиктовым составом коллекторов и повышенной пластовой температурой, является сильная способность адсорбировать и разрушать в силу действия пластовой температуры, механического, химического и биологического воздействий закачиваемые в них химреагенты. По этой причине последние быстро перестают существовать в пористой среде и прекращают полезную работу по дополнительному отмыву и довытеснению нефти. Как показали проведенные теоретические, лабораторные и промысловые исследования, закачка ПАВ и полимеров в тонкодисперсной среде, образованной из бентонитовой глины, существенно повышает эффективность применения химреагентов. Тонкодисперсная среда на основе бентонитовой глины обладает высокой активностью, адсорбируя большое количество химреагентов. Кроме того, адсорбированные на поверхности глинистых частиц ПАВ придают гидрофобное состояние поверхности частиц, повышая тем самым относительно чистых ПАВ их нефтеотмывающие свойства в 3-5 раз. НПАВ в глинистой тонкодисперсной среде образует мицеллы - диспергированные частицы субмикроскопического размера, которые при повышении температуры укрупняются и селективно распределяются по пласту согласно своему размеру и диаметру поровых каналов. По тонким поровым каналам движется чистый раствор НПАВ, обладающий наименьшей вязкостью, а по более крупным - раствор "мицеллы - диспергированные частицы", имеющий во много раз большую вязкость. Таким образом повышается охват пласта воздействием в силу выравнивания скоростей фильтрующихся потоков. Дополнительный эффект - доотмыв нефти химреагентами из промытых водой зон пласта.
Способ осуществляют следующим образом. Залежь для его применения должна быть с гранулярными, относительно высокопроницаемыми, неоднородными по проницаемости и нефтенасыщенности коллекторами. Стадия разработки значения не имеет. В случае использования тонкодисперсной суспензии в растворе КМЦ технология применима в пластах с температурой до 150- 160oС, в случае применения суспензии в растворе ПАВ и НПАВ - до 95oС. На разрабатываемом месторождении используют пробуренный фонд скважин. На новом системы размещения добывающих и нагнетательных скважин обосновывают общепринятым способом. Участок воздействия, в том числе конкретные номера нагнетательных скважин, параметры закачиваемых составов, режимы нагнетания и т.д. определяют в зависимости от геолого-физических условий пласта и стадии его разработки в рамках индивидуальных планов работ.
Если нагнетательная скважина новая, закачку начинают с нагнетания оторочки воды. Ее минимальный объем рассчитывают из условия занятия водой объема пласта, определяющего зону внутреннего фильтрационного сопротивления (80-100 м вокруг нагнетательной скважины). Затем готовят тонкодисперсную суспензию с растворенными в ней химреагентами. Готовят ее либо на устье скважины, либо на растворном узле из расчета не менее 30-40 м3 на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Концентрация тонкодисперсного материала в растворе в случае закачки ПАВ должна быть в пределах 0,5-1,0%, в случае закачки полимера 1,0-5,0% в зависимости от геолого-физических условий пласта. Концентрация ПАВ в растворе в зависимости от геолого-физических условий изменяется от 3,0 до 7,0%, а полимера от 1,0 до 2,0% по КМЦ и от 0,05 до 0,5% по полиакриламиду. В зависимости от геолого-физических условий пласта и стадии его разработки возможна совместная закачка ПАВ (НПАВ) и полимера в тонкодисперсной среде. Закачанная в скважину оторочка химреагентов в тонкодисперсной среде затем проталкивается водой.
Эксплуатационные колонны нагнетательных скважин должны быть герметичными, а внутренние диаметры должны обеспечивать спуск и подъем специального оборудования и исследовательской аппаратуры, интервалы перфорации и зумпфы должны быть свободными от осадков и посторонних предметов. При осуществлении технологии используется серийно выпускаемое оборудование: подъемник А-50, цементировочный агрегат ЦА-320, песконоситель УСП-50 или СМ-20, автоцистерны типа АЦН-10, передвижная паровая установка ППУ-3М, гидроэжекторный смеситель. Наиболее часто используемые химические реагенты и материалы: натрий-карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) ТУ 6-55-36-90, полиакриамид по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, бентонитовый глинопорошок ОСТ 39-202-86, неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ), хлорное железо, концентрированная соляная кислота, вода пресная или слабоминерализованная.
В качестве примера использования предлагаемого способа рассмотрена закачка полимера (КМЦ) на участке пласта БВ6 Поточного месторождения. На участке воздействия пласт характеризуется повышенной проницаемой толщиной более 20 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 5 до 12 м и на большей части площади подстилается водонасыщенными высокопроницаемыми (0,1-0,5 мкм2) песчаниками с ближайшей глинистой перемычкой в 2-4 м. Начальные коэффициенты нефтенасыщенности 50-57%, проницаемости 0,23 мкм2. Обводненность продукции при вступлении скважин в эксплуатацию 80-95%. Первоначально в нагнетательные скважины 1016б, 333 и 327 была проведена закачка чистого водного раствора полимера (КМЦ) объемом по 250 м3 в каждую скважину с концентрацией полимера 1,5% и вслед за ней закачана оторочка глинистой (бентонитовая глина) суспензии в объеме 150 м3 с концентрацией глинопорошка 1,0-1,5% (см. табл.). В течение полутора лет из окружающих реагирующих 16 скважин было дополнительно получено около 1,5 тыс.тонн или 0,52 тонн нефти на одну скважинооперацию. В конце второго года в эти же скважины была проведена закачка раствора того же полимера в глинистой суспензии объемом по 300-400 м3 с концентрацией полимера 1,0-1,5% (см. табл.). Через 1-2 мес после воздействия обводненность продукции в окружающих скважинах снизилась на 4-5%. При этом дебиты по нефти повысились на 10-50%. За счет повторного воздействия за три года дополнительная добыча нефти составила 28,26 тыс.тонн или 9,4 тыс. тонн на одну скважинооперацию.
Аналогичные результаты резкого повышения эффективности получены при закачке растворов полимеров в глинистой суспензии в пласт БС Суторминского месторождения и растворов НПАВ в пласт БВ8 Поточного (скважины 223,881) и Северо-Поточного (скважины 6368б, 65486) месторождений.
Как видно, проведенные опытные работы показали высокую эффективность предложенного способа. По сравнению с прототипом эффект возрастает более чем на порядок.
Claims (1)
- Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти путем размещения на ней системы нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины оторочек воды, полимера, тонкодисперсной среды и снова воды, отличающийся тем, что закачивают оторочку полимера и/или поверхностно-активное вещество (ПАВ), причем закачку оторочки полимера и/или ПАВ производят в тонкодисперсной среде с концентрацией тонкодисперсного материала 0,5 - 5,0%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97115242A RU2107812C1 (ru) | 1997-09-17 | 1997-09-17 | Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97115242A RU2107812C1 (ru) | 1997-09-17 | 1997-09-17 | Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2107812C1 true RU2107812C1 (ru) | 1998-03-27 |
RU97115242A RU97115242A (ru) | 1998-09-10 |
Family
ID=20197094
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97115242A RU2107812C1 (ru) | 1997-09-17 | 1997-09-17 | Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2107812C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483202C1 (ru) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного пласта |
RU2597305C1 (ru) * | 2015-08-13 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах |
-
1997
- 1997-09-17 RU RU97115242A patent/RU2107812C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483202C1 (ru) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного пласта |
RU2597305C1 (ru) * | 2015-08-13 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4852650A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control | |
US5196124A (en) | Method of controlling the production of radioactive materials from a subterranean reservoir | |
AT392822B (de) | Verfahren zum beseitigen von gefoerdertem formationsgrus waehrend der oelgewinnung | |
US3556221A (en) | Well stimulation process | |
US20110265990A1 (en) | Sand Control Screen Assembly Having a Surface-Modified Filter Medium and Method for Making Same | |
RU2107812C1 (ru) | Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти | |
RU2097538C1 (ru) | Способ снижения потерь вытесняющего агента и способ вторичной добычи углеводородов | |
DE69112044T2 (de) | Verfahren zur reduzierung des permeabilitätsunterschieds zwischen zwei geologischen formationen und seine anwendung zur kohlenwasserstoffgewinnung. | |
US20210108470A1 (en) | Graphene Oxide Coated Membranes to Increase the Density of Water Base Fluids | |
RU2136872C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
SU1765363A1 (ru) | Способ селективной изол ции высокопроницаемых интервалов в скважине | |
RU2026968C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с разнопроницаемыми пластами | |
RU2323243C1 (ru) | Твердый реагент для кислотной обработки скважины и способ кислотной обработки скважины, преимущественно водозаборной | |
RU2116439C1 (ru) | Способ разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта | |
RU2004782C1 (ru) | Способ разработки нефт ных месторождений | |
RU2147678C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах | |
US2761839A (en) | Treatment of clays | |
RU2105141C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором | |
RU2125153C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2065945C1 (ru) | Способ вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости карбонатных пластов | |
RU2119580C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
Pelzer et al. | Eucastream suction flow control device: An element for optimization of flow conditions in wells | |
US2761841A (en) | Treatment of clays | |
RU2068084C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2157884C1 (ru) | Способ разработки нефтяных пластов с послойной неоднородной проницаемостью |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120918 |