RU2125153C1

RU2125153C1 - Method for development of oil deposit

Info

Publication number: RU2125153C1
Application number: RU97109103A
Authority: RU
Inventors: А.Х. Мирзаджанзаде; Азизага Ханбаба оглы Шахвердиев; Гейлани Минхадж оглы Панахов; Багир Алекпер оглы Сулейманов; Эльдар Мехти оглы Аббасов; Р.Г. Ибрагимов
Original assignee: Закрытое акционерное общество "Интойл"
Priority date: 1997-06-16
Filing date: 1997-06-16
Publication date: 1999-01-20

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: this relates to development of oil deposits by means of flooding. According to method, water is injected through injection wells with addition of chemical reagent. Oil is recovered through producing wells. Used as additive is electrolyte. Concentration of electrolyte in water is selected to be such that ratio of electrical conductivity of water solution of electrolyte and electrical conductivity of water is not less than 2. Application of aforesaid method ensures increase of oil recovery due to larger embracing of bed by flooding and higher injectivity of injection wells. EFFECT: higher efficiency. 4 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей заводнением. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil deposits by flooding.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт воды с добавкой химреагента [1]. При этом в пласт закачивают поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе нефть - вода и улучшающие смачиваемость породы. Недостатком способа является то, что из-за высокой интенсивности адсорбции поверхностно-активных веществ на поверхности пористой среды и концентрации их в призабойной зоне нагнетательных скважин значительно уменьшается эффективность способа, т.к. большая часть объема пласта остается неохваченной воздействием реагента. Также к недостаткам способа относится высокая чувствительность к качеству воды - содержание кислорода, микроорганизмов и механических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора. Closest to the proposed invention is a method of developing an oil reservoir, which includes injecting water into the formation with the addition of a chemical [1]. At the same time, surfactants are injected into the formation, which reduce the interfacial tension at the oil-water interface and improve the wettability of the rock. The disadvantage of this method is that due to the high intensity of adsorption of surfactants on the surface of the porous medium and their concentration in the bottomhole zone of injection wells, the efficiency of the method is significantly reduced, because most of the reservoir volume remains unreached by exposure to the reagent. The disadvantages of the method include high sensitivity to water quality - the content of oxygen, microorganisms and mechanical impurities, which are able to reduce the effect to zero due to the destruction of the solution.

Кроме того, ввиду того, что водные растворы обычно используемых неионогенных и анионоактивных ПАВ (ОП, сульфонол и др.) обладают относительно низкой удельной электропроводностью (см. фиг. 1) и при их фильтрации в пористой среде (особенно в низкопроницаемой) возникает электровязкостной эффект, заключающийся в увеличении кажущейся вязкости фильтрующейся жидкости [2], что снижает приемистость нагнетательных скважин и охват пласта воздействием. In addition, due to the fact that aqueous solutions of commonly used nonionic and anionic surfactants (OP, sulfonol, etc.) have a relatively low electrical conductivity (see Fig. 1) and when they are filtered in a porous medium (especially in low permeability), an electroviscous effect occurs , which consists in increasing the apparent viscosity of the filtered fluid [2], which reduces the injectivity of injection wells and the coverage of the formation by exposure.

Таким образом, прототип имеет низкую эффективность, связанную с пониженным охватом залежи заводнением и низкой приемистостью нагнетательных скважин. Thus, the prototype has a low efficiency associated with reduced coverage of the reservoir by water flooding and low injectivity of injection wells.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи за счет повышения охвата пласта заводнением и приемистости нагнетательных скважин. The aim of the invention is to increase oil recovery by increasing the coverage of the formation by water flooding and injectivity of injection wells.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательные скважины воды с добавкой химреагента и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве добавки используют электролит. Кроме того, концентрация электролита в воде выбирается так, чтобы отношение электропроводности водного раствора электролита к электропроводности воды составляло не менее 2. The goal is achieved by the fact that in the method of developing an oil reservoir, which includes injecting water through injection wells with the addition of a chemical agent and selecting oil through production wells, an electrolyte is used as an additive. In addition, the electrolyte concentration in water is selected so that the ratio of the electrical conductivity of the aqueous electrolyte solution to the electrical conductivity of water is at least 2.

При добавлении электролита (например, NaCl, KCl, CaCl₂, NaOH, HCl, H₂SO₄ и др.) в воду сильно увеличивается ее электропроводность и снижается диэлектрическая проницаемость, что приводит к снятию электровязкостного эффекта и соответственно увеличению приемистости нагнетательных скважин и охвата пласта заводнением. При этом, эффект достигается при концентрации электролита в воде, соответствующей отношению электропроводности водного раствора электролита к элктропроводности воды не менее 2.When electrolyte is added (for example, NaCl, KCl, CaCl ₂ , NaOH, HCl, H ₂ SO ₄ , etc.), its conductivity greatly increases and the dielectric constant decreases, which leads to the removal of the electroviscosity effect and, accordingly, an increase in the injectivity of injection wells and coverage water flooding. Moreover, the effect is achieved when the concentration of electrolyte in water corresponding to the ratio of the electrical conductivity of the aqueous electrolyte solution to the electrical conductivity of the water is not less than 2.

Выбор конкретного электролита производится в промысловых условиях исходя из совместимости закачиваемой и пластовой воды, а также наличия в продуктивном пласте вступающих в реакцию с электролитами минералов. The choice of a specific electrolyte is made in the field based on the compatibility of the injected and produced water, as well as the presence of minerals in the reservoir that react with electrolytes.

На фиг. 1, 2, 3 и 4 показаны зависимости электропроводности ( Ω , mS) водных растворов электролитов от концентрации (C, %), соотвественно ПАВ (сульфонол), KCl, NaOH и HCl. In FIG. 1, 2, 3, and 4 show the dependences of the electrical conductivity (Ω, mS) of aqueous electrolyte solutions on the concentration (C,%), respectively, of surfactants (sulfonol), KCl, NaOH, and HCl.

Пример. Определить изменение отношения подвижностей жидкости (профиля приемистости) при постоянном градиенте давления в каждом из слоев двухслойного пласта с проницаемостью первого слоя K₁ = 10^-13• м² и второго слоя K₂ = 2 • 10^-14• м² с учетом электровязкостного эффекта при переходе от известного способа к предлагаемому.Example. Determine the change in the ratio of fluid mobilities (injectivity profile) with a constant pressure gradient in each of the layers of a two-layer formation with the permeability of the first layer K ₁ = 10 ^-13 • m ² and the second layer K ₂ = 2 • 10 ^-14 • m ² taking into account the electroviscosity effect in the transition from the known method to the proposed.

Расход в каждом из слоев с учетом электровязкостного эффекта определяется по формуле:
Q_i= Q_0i-ΔQ_i,
где
i-номер слоя (1,2);

(K_i - проницаемость, μ_i - динамическая вязкость жидкости, ΔP/l - градиент давления, F_i - площадь фильтрации) - расход жидкости по Дарси;

( ε_i - диэлектрическая проницаемость, ξ_i - электрокинетический потенциал, γ_i - удельная электрическая проводимость жидкости, m_i - пористость) - расход жидкости, вызываемый тормозящим фильтрацию электроосмотическим потоком.The flow rate in each of the layers, taking into account the electroviscosity effect, is determined by the formula:
Q _i = Q _0i -ΔQ _i ,
Where
i-layer number (1,2);

(K _i - permeability, μ _i - dynamic fluid viscosity, ΔP / l - pressure gradient, F _i - filtration area) - Darcy fluid flow rate;

(ε _i is the dielectric constant, ξ _i is the electrokinetic potential, γ _i is the specific electrical conductivity of the liquid, m _i is the porosity) is the fluid flow rate caused by the electroosmotic flow inhibiting filtration.

Тогда, для каждого из слоев можно записать:

Отношение подвижностей при одинаковых градиентах давления и μ₁= μ₂ определится из выражения

Из полученной формулы определяем отношение подвижностей по прототипу. Т. к. поверхностно-активные вещества практически не изменяют электрические свойства воды (см. фиг. 1), все указанные в формуле параметры принимаем для воды: ε₁= ε₂= 81•8,85•10^-12 Ф/м; ξ₁= ξ₂ = 0,1 B; γ₁= γ₂ = 10^-4 Ом^-1/м^-1; μ₁= μ₂ = 10^-3 Пс•с; m₁= m₂ = 0.2. Отношение подвижностей при этом будет равным 12.Then, for each of the layers you can write:

The ratio of mobilities at the same pressure gradients and μ ₁ = μ _{2 is} determined from the expression

From the resulting formula, we determine the ratio of mobility of the prototype. Since surfactants practically do not change the electrical properties of water (see Fig. 1), we take all the parameters indicated in the formula for water: ε ₁ = ε ₂ = 81 • 8.85 • 10 ^-12 F / m; ξ ₁ = ξ ₂ = 0.1 B; γ ₁ = γ ₂ = 10 ^-4 Ohm ^-1 / m ^-1 ; μ ₁ = μ ₂ = 10 ^-3 Ps • s; m ₁ = m ₂ = 0.2. The ratio of mobility in this case will be equal to 12.

При добавке электролита даже в небольшой концентрации (например, KCl с концентрацией 10^-2 моль/л или 0,07%) согласно данным [3] ξ - потенциал по сравнению с водой уменьшается в 3 раза ξ₁= ξ₂ = 0,1/3 = 0,033 B, электропроводность раствора Ω увеличивается в 2 раза (см. фиг. 2), диэлектрическая проницаемость ε₂ при добавке электролита также снижается, однако при указанной концентрации электролита ее можно принять равной диэлектрической проницаемости воды. Вязкость раствора электролита также можно принять равной вязкости воды μ₁= μ₂ = 10^-3 Па•с. Отношение подвижностей при этом будет равным 5.When electrolyte is added even in a small concentration (for example, KCl with a concentration of 10 ^-2 mol / L or 0.07%) according to the data of [3] ξ - the potential decreases by 3 times compared to water ξ ₁ = ξ ₂ = 0.1 / 3 = 0.033 V, the conductivity of the solution Ω increases by a factor of 2 (see Fig. 2), the dielectric constant ε ₂ also decreases with the addition of electrolyte, however, at the indicated electrolyte concentration it can be taken equal to the dielectric constant of water. The viscosity of the electrolyte solution can also be taken equal to the viscosity of water μ ₁ = μ ₂ = 10 ^-3 Pa • s. The ratio of mobility in this case will be equal to 5.

Таким образом, при закачке воды с добавкой электролита за счет снятия электровязкостного эффекта происходит выравнивание профиля фильтрации и увеличение приемистости нагнетательных скважин. Thus, when water is injected with the addition of an electrolyte due to the removal of the electroviscous effect, the filtration profile becomes equal and the injectivity of injection wells increases.

Способ проверен в лабораторных условиях. Опыты проводились на модели пласта с проницаемостью 0,061 мкм². Пористая среда состояла из кварцевого песка (90%) и монтмориллонитовой глины (10%), моделью нефти служило трансформаторное масло. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось при перепаде давления 1 МПа. После обвязки экспериментальной установки и насыщения ее моделью нефти производилось вытеснение ее водой с добавкой различных электролитов (KCl, NaOH, HCl) в различных концентрациях. Эффективность прототипа и предлагаемого способа определялась по кривым зависимости коэффициента вытеснения от относительного порового объема прокачки вытесняющего агента. Во второй серии экспериментов определяли фильтруемость (расход) воды с добавками электролитов. Полученные результаты показаны в таблице, из которой видно, что применение предлагаемого способа позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи по сравнению с прототипом при отношении электропроводности водного раствора электролита к электропроводности воды (R) не менее 2. Фильтруемость воды с добавкой электролитов также значительно превышает фильтруемость воды в 2 - 3 раза.The method was tested in laboratory conditions. The experiments were carried out on a reservoir model with a permeability of 0.061 μm ² . The porous medium consisted of quartz sand (90%) and montmorillonite clay (10%); transformer oil served as a model of oil. Transformer oil was displaced at a pressure drop of 1 MPa. After tying up the experimental setup and saturating it with an oil model, it was displaced by water with the addition of various electrolytes (KCl, NaOH, HCl) in various concentrations. The effectiveness of the prototype and the proposed method was determined by the curves of the dependence of the displacement coefficient on the relative pore volume of pumping of the displacing agent. In the second series of experiments, the filterability (consumption) of water with the addition of electrolytes was determined. The results are shown in the table, which shows that the application of the proposed method can significantly increase the oil recovery coefficient compared to the prototype for the ratio of the conductivity of the aqueous electrolyte solution to the conductivity of water (R) of at least 2. Filterability of water with the addition of electrolytes also significantly exceeds the filterability of water in 2 to 3 times.

Для реализации способа с промысловых условиях используют действующие на залежи системы заводнения (водопроводы, насосы и т.д.). Выбор конкретного электролита производится в промысловых условиях исходя из совместимости закачиваемой и пластовой воды, а также наличия в продуктивном пласте вступающих в реакцию с электролитами минералов. Концентрация электролита в воде должна обеспечить отношение электропроводности водного раствора электролита к электропроводности воды не менее 2. Добавки электролита к закачиваемой воде могут быть осуществлены посредством дозаторного насоса, подключенного к водопроводу. To implement the method with field conditions, water flooding systems operating on the deposits (water pipes, pumps, etc.) are used. The choice of a specific electrolyte is made in the field based on the compatibility of the injected and produced water, as well as the presence of minerals in the reservoir that react with electrolytes. The concentration of electrolyte in water should provide a ratio of the conductivity of the aqueous electrolyte solution to the conductivity of water of at least 2. Electrolyte additions to the injected water can be carried out by means of a metering pump connected to the water supply.

Предлагаемое изобретение существенно отличается от существующих высоким охватом залежи заводнением при увеличении приемистости нагнетательных скважин. The present invention differs significantly from the existing high reservoir coverage by water flooding while increasing the injectivity of injection wells.

Эффект достигается за счет увеличения нефтеотдачи. The effect is achieved by increasing oil recovery.

Литература
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с. 159.Literature
1. Surguchev M. L. Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985, p. 159.

2. Абрукин А.Л. Влияние электрофизических процессов в нефтяных пластах на коэффициенты продуктивности скважин. Нефтяное хозяйство. - 1994, N 6, с. 41 - 45. 2. Abrukin A.L. The influence of electrophysical processes in oil reservoirs on well productivity coefficients. Oil industry. - 1994, N 6, p. 41 - 45.

3. Наука о коллоидах. Т. 1 Необратимые системы /Под ред. Г.Р. Кройта. - М.: ИЛ, 1955, с. 317. 3. The science of colloids. T. 1 Irreversible Systems / Ed. G.R. Kroyta. - M.: IL, 1955, p. 317.

Claims

A method of developing an oil deposit, which consists in flooding the reservoir by injecting water through injection wells with the addition of a chemical agent and selecting oil through production wells, characterized in that electrolyte is used as an additive, while the concentration of electrolyte in water is selected such that the ratio of the conductivity of the aqueous electrolyte solution electrical conductivity of water was at least 2.