RU2127358C1

RU2127358C1 - Method for development of oil deposit by flooding

Info

Publication number: RU2127358C1
Application number: RU96120426A
Authority: RU
Inventors: Р.Х. Алмаев; Л.В. Базекина; Е.Н. Сафонов; И.Г. Плотников; В.С. Асмоловский; С.В. Парамонов; А.Г. Габдрахманов
Original assignee: Акционерная нефтяная компания Башнефть
Priority date: 1996-10-03
Filing date: 1996-10-03
Publication date: 1999-03-10

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: this can be used for increasing oil recovery from beds by regulation of permeability of water-flowing passages. According to method, injected are alkali solution of sludge-lignin and water solution of surface-active substance in following proportions: sludge-lignin - alkali solution - surface active substance: from 1:1:0.5 to 1:1:5. Delivery of water solution of surface-active substance is carried out simultaneously with or after injection of alkali solution of sludge-lignin. Application of aforesaid method leads to increased degree of displacing oil from low-permeable zones of bed. EFFECT: higher efficiency. 2 tbl, 2 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов путем регулирования проницаемости водопроводящих каналов. The invention relates to the oil industry and can be used to increase oil recovery by regulating the permeability of water channels.

Известны способы разработки нефтяных пластов, находящихся на поздней стадии разработки, путем регулирования проницаемости водопроводящих каналов, закачкой щелочно-силикатных растворов /патенты США N 3871452, E 21 B 43/22, 1975; N 4081029, E 21 B 43/22, 1978; N 4051901, E 21 B 43/22, 1977/, где указан процесс регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта периодической закачкой оторочек щелочно-силикатного раствора и водорастворимого материала, образующего осадок с силикатом для понижения проницаемости. Недостатком этих технических решений являются их многостадийность и проницаемость. Known methods for the development of oil reservoirs, which are at a late stage of development, by regulating the permeability of water channels, injection of alkaline silicate solutions / US patent N 3871452, E 21 B 43/22, 1975; N 4081029, E 21 B 43/22, 1978; N 4051901, E 21 B 43/22, 1977 /, where the process of regulating the permeability of the water supply channels of the formation is indicated by periodically pumping the rims of the alkaline-silicate solution and water-soluble material that forms a precipitate with silicate to reduce permeability. The disadvantage of these technical solutions is their multi-stage and permeability.

Известно применение для снижения проницаемости пласта с силикатом натрия полимеров акриламида /патенты США N 4009755 E 21 B 43/22, 1977, N 4332297, E 21 B 43/22, 1980/, которые также как и щелочной агент выполняют функцию понизителя проницаемости высокопроводящих участков пласта, усиливают эффект закупоривания горной породы. It is known to use acrylamide polymers to reduce the permeability of a sodium silicate formation (US Pat. Nos. 4,009,755 E 21 B 43/22, 1977, N 4332297, E 21 B 43/22, 1980), which, as well as an alkaline agent, perform the function of reducing the permeability of highly conductive areas formation, enhance the effect of clogging of the rock.

Однако известные способы недостаточно эффективны для снижения проницаемости и увеличения охвата пласта заводнением. However, the known methods are not effective enough to reduce permeability and increase reservoir coverage by water flooding.

Наиболее близким аналогом является способ разработки нефтяного месторождения заводнением, включающий закачку водного раствора, содержащего /в мас. %/: шлам-лигнин 1-5, силикат натрия 1-5, гидроксид натрия 0,35-1,75, вода - остальное /патент РФ 2023142, E 21 B 43/22, 1994/. При этом известно, что как гидроксид натрия, так и силикат натрия являются щелочами /патент РФ 2057914, E 21 B 43/22, 10.04.96/. Недостатком известного способа является невысокая эффективность нефтевытеснения и повышения охвата пласта. The closest analogue is a method of developing an oil field by flooding, including the injection of an aqueous solution containing / in wt. % /: sludge-lignin 1-5, sodium silicate 1-5, sodium hydroxide 0.35-1.75, water - the rest / RF patent 2023142, E 21 B 43/22, 1994 /. It is known that both sodium hydroxide and sodium silicate are alkalis / RF patent 2057914, E 21 B 43/22, 04/10/96 /. The disadvantage of this method is the low efficiency of oil displacement and increase the coverage of the reservoir.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет увеличения степени нефтевытеснения из низкопроницаемых зон пласта. The purpose of the invention is to increase the efficiency of the method by increasing the degree of oil displacement from low-permeability zones of the formation.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения заводнением, включающем закачку щелочного раствора шлам-лигнина в соотношении 1:1, щелочной раствор шлам-лигнина подают с водным раствором поверхностно-активного вещества ПАВ в соотношении шлам-лигнин:щелочной раствор:поверхностно-активное вещество, равном от 1:1:0,5 до 1:1:5, при этом подачу водного раствора ПАВ осуществляют одновременно или после закачки щелочного раствора шлам-лигнина. Повышение эффективности способа разработки под действием шлам-лигнина ШЛ, щелочного реагента ЩР и ПАВ достигается за счет перераспределения закачиваемых по пласту потоков воды в результате повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых обводненных зон коллектора. Оторочка высококонцентрированного раствора ПАВ, закачиваемая совместно или после смеси ШЛ и ЩР, позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи на 7-15%. Щелочной раствор шлам-лигнина - это раствор ШЛ в щелочи /едком натре/ при массовом соотношении ШЛ:ЩР 1:1. Концентрация ШЛ в способе составляет 1-5 мас. %. ШЛ:ЩР = 1:1. Концентрация ШЛ в способе составляет 1-5 мас.%. ШЛ выпускается по ТУ 13-0279488-01-86, является крупнотоннажным отходом целлюлозно-бумажной промышленности. Известно его применение для буровых растворов на основе ШЛ. Известен также способ применение ШЛ для кольматации пласта с аномально низким пластовым давлением /N 7455142/03, 1991/. This goal is achieved by the fact that in the method of developing an oil field by flooding, including the injection of an alkaline solution of sludge-lignin in a ratio of 1: 1, an alkaline solution of sludge-lignin is supplied with an aqueous solution of a surfactant surfactant in the ratio of sludge-lignin: alkaline solution: surface an active substance equal to from 1: 1: 0.5 to 1: 1: 5, while the supply of an aqueous surfactant solution is carried out simultaneously or after injection of an alkaline solution of sludge-lignin. Improving the efficiency of the development method under the action of SL slurry-lignin, alkaline reagent SchR and surfactant is achieved by redistributing the water flows pumped through the reservoir as a result of increasing the filtering resistance of highly permeable watered zones of the reservoir. The tip of a highly concentrated surfactant solution, injected together or after a mixture of SHL and ShchR, allows to increase the oil recovery coefficient by 7-15%. An alkaline solution of sludge-lignin is a solution of HL in alkali / caustic soda / with a mass ratio of HL: ShchR 1: 1. The concentration of SL in the method is 1-5 wt. % WL: ЩР = 1: 1. The concentration of SL in the method is 1-5 wt.%. ШЛ is produced according to TU 13-0279488-01-86, is a large-tonnage waste from the pulp and paper industry. It is known for its use for drilling fluids based on SL. There is also known a method of using SL for mud formation with an abnormally low reservoir pressure / N 7455142/03, 1991 /.

Предлагаемый способ разработки эффективен на нефтяных месторождениях с терригенными и полимиктовыми по составу песчанниками, неоднородными по проницаемости продуктивными пласта, запасы которых при заводнении вырабатываются недостаточно из-за слабого воздействия на менее проницаемые участки. Благоприятным объектом для применения способа являются гидродинамические связанные продуктивные пласты, проницаемость которых по разрезу по площади изменяется в 2 раза и более, где обводненность продукции достигает 80-99%. Общая приемистость выбранной нагнетательной скважины должна быть не ниже 250-300 м³/сут.The proposed development method is effective in oil fields with terrigenous and polymictic sandstones in composition, productive formations heterogeneous in permeability, the reserves of which are not sufficiently developed during water flooding due to the low impact on less permeable areas. A favorable object for the application of the method is the hydrodynamic associated productive formations, the permeability of which over the section by area varies by 2 times or more, where the water cut of the product reaches 80-99%. The total injectivity of the selected injection well should be at least 250-300 m ³ / day.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях. An example of a specific implementation of the method in the field.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательных скважин и обводненностью добываемой жидкости. Проницаемость породы колеблется от 0,5-0,6 мкм² до 5-6 мкм². Пористость - 0,20. Пластовая нефть легкая, маловязкая. Вода слабоминерализованная 16-20 г/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта 1800 м, толщина 11 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной эксплуатационной /добывающей/ скважинами. Плотность сетки скважин 12 га/скв. Обводненность нефти 85-87%.The field is characterized by layer-by-layer heterogeneity, high injectivity of injection wells and water cut of produced fluid. The permeability of the rock varies from 0.5-0.6 microns ² to 5-6 microns ² . Porosity - 0.20. Formation oil is light, low viscosity. Low-mineralized water 16-20 g / dm ³ . The depth of the oil reservoir is 1800 m, the thickness is 11 m. The reservoir is opened by one injection and one production / production / well. Well grid density 12 ha / well. Water cut of oil is 85-87%.

Для осуществления способа через нагнетательную скважину закачивают в течение года оторочку раствора композиции шлам-лигнина и едкого натра размером 0,05% от объема пор пласта /5,3 тыс. м³/ с суммарным расходом 220 т шлам-лигнина и щелочи при соотношении 1:1. Скважину останавливают на 1 сутки. Поскольку вода закачиваемая слабоминерализованная, т.е. содержит небольшое количество ионов Ca, то в таких случаях для получения большого количества дисперсных осадков имеется возможность дополнительно перед закачиванием композиции шлам-лигнина и едкого натра закачать хлористый кальций или хлористый магний. В данном конкретном случае перед закачкой и после нее оторочки композиции в пласт закачали 1,34 тыс. м³ 2,5% хлористого кальция. Закачка хлористого кальция после закачивания осадкообразующей композиции шлам-лигнина и едкого натра предусматривает более полное перемешивание щелочного шлам-лигнина с минерализованной водой. Общий расход хлористого кальция равен 94 т.To implement the method, a rim of a slurry-lignin and caustic soda composition solution of 0.05% of the pore volume of the formation / 5.3 thousand m ³ / with a total flow rate of 220 tons of sludge-lignin and alkali is pumped through the injection well during the year at a ratio of 1 :1. The well is stopped for 1 day. Since the water injected is weakly mineralized, i.e. Since it contains a small amount of Ca ions, in such cases, in order to obtain a large amount of dispersed precipitation, it is possible to pump calcium chloride or magnesium chloride additionally before pumping the sludge-lignin and caustic soda composition. In this particular case, before and after injection, the rims of the composition were injected into the formation 1.34 thousand m ^{3 of} 2.5% calcium chloride. The injection of calcium chloride after injection of the sediment-forming composition of sludge-lignin and caustic soda provides for a more complete mixing of alkaline sludge-lignin with mineralized water. The total consumption of calcium chloride is 94 tons.

Перед подачей осадкообразующей композиции подается оторочка пресной воды для предотвращения выпадения осадка в стволе скважины. После закачивания осадкообразующей композиции закачивают оторочку раствора НПАВ АФ-12 в количестве 5,3 тыс. м³. Отбор нефти производится через добывающую скважину. В результате применения способа предполагается дополнительно получить 110 т нефти на 1 т израсходованных химреагентов.Before applying the sediment-forming composition, a rim of fresh water is supplied to prevent precipitation in the wellbore. After the injection of the sediment-forming composition, the rim of the nonionic surfactant solution AF-12 is pumped in an amount of 5.3 thousand m ³ . Oil is extracted through a production well. As a result of applying the method, it is supposed to additionally obtain 110 tons of oil per 1 ton of consumed chemicals.

Эффективность предлагаемого способа определялась экспериментального согласно методике. The effectiveness of the proposed method was determined experimentally according to the method.

Результаты исследований приведены в таблице. The research results are shown in the table.

По результатам измерений определяли относительные изменения проницаемости пористой среды и прирост нефтеотдачи при фильтрации исследуемых растворов и по прототипу. The measurement results determined the relative changes in the permeability of the porous medium and the increase in oil recovery during filtration of the studied solutions and the prototype.

Пример. Сравнительные опыты по фильтрации выполнялись при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта длиной 40 см и диаметром 3 см представленными образцами кернов естественных песчаных пород со средней проницаемостью 0,4 мкм². В образцах песчаников создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью с вязкостью 2-3 мПас. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть минерализованной водой /содержание солей 140 г/см³/ при ее объемной скорости 6 см³/час до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта.Example. Comparative filtration experiments were carried out when the residual oil was displaced from reservoir models 40 cm long and 3 cm in diameter with the presented core samples of natural sandy rocks with an average permeability of 0.4 μm ² . In the sandstone samples create bound water, saturate the prepared model with oil with a viscosity of 2-3 mPas. With a horizontal position, oil is displaced from the reservoir model by saline water / salt content of 140 g / cm ³ / at its volumetric velocity of 6 cm ³ / h until pressure drop is stabilized and water outflow of fluid samples from the reservoir model is completely watered.

Подают 0,01 порового объема /п.о./ оторочку пресной воды, вслед за которой закачивают 0,2 п.о. осадкообразующей композиции ШЛ + ЩР. После этого в модель закачивают 0,1 п.о. НПАВ АФ-12, проталкивая оторочку ПАВ минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полного обводнения выходящих проб из модели пласта. A 0.01 pore volume / b.p./ rim of fresh water is supplied, followed by 0.2 b.p. sediment-forming composition ШЛ + ЩР. After that, 0.1 bp are pumped into the model. Nonionic surfactants AF-12, pushing the surfactant rim with mineralized water to stabilize the pressure drop and completely water the outgoing samples from the reservoir model.

Исходя из подвижностей растворов рассчитывают снижение проницаемости и прирост нефтеотдачи. В данном опыте прирост нефтеотдачи равен 12,1% /опыт 3, см. таблицу/. По аналогии проводят опыт, при котором осадкообразующая композиция состоит из шлам-лигнина и щелочи при концентрации ШЛ и ЩР, равной 2%. Прирост нефтеотдачи составил 5,9% /опыт 6, см. таблицу/. Параллельно в таких же условиях определяют прирост нефтеотдачи по прототипу. По прототипу прирост нефтеотдачи составил 5,3%, /опыт 8, см. таблицу/. При фильтрации 0,1 п. о. 5% АФ-12 на /доотмыве/ прирост нефтеотдачи составил 6,0%, что ниже чем при закачивании исследуемых композиций. Based on the mobility of the solutions, a decrease in permeability and an increase in oil recovery are calculated. In this experiment, the increase in oil recovery is 12.1% / experiment 3, see table /. By analogy, an experiment is conducted in which the sediment-forming composition consists of sludge-lignin and alkali at a concentration of SL and AH equal to 2%. The increase in oil recovery amounted to 5.9% / experiment 6, see table /. In parallel, in the same conditions determine the increase in oil recovery by the prototype. According to the prototype, the increase in oil recovery amounted to 5.3%, / experiment 8, see table /. When filtering 0.1 p.o. 5% AF-12 in / after washing / oil recovery growth was 6.0%, which is lower than when pumping the studied compositions.

Из приведенных данных видно, что данный способ позволяет значительно повысить нефтеотдачу пласта. Способ разработки нефтяных месторождений с применением шлам-лигнина, щелочи и ПАВ предназначен для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов обводненных месторождений, имеющих высокопроницаемые промытые зоны; при низком нефтевыстеснении охватываемых заводнением пластов; может быть осуществлен на месторождениях, разрабатываемых методом заводнения. Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны. Не требуется дополнительных затрат на обустройство промыслов. Водный раствор шлам-лигнина, щелочи и ПАВ можно закачивать одновременно или раствор ПАВ можно закачивать после закачивания осадкообразующей композиции. From the above data it can be seen that this method can significantly increase oil recovery. The method of developing oil fields using sludge-lignin, alkali and surfactants is intended to increase oil recovery of heterogeneous permeability formations of flooded fields having highly permeable washed zones; with low oil displacement covered by flooding; can be carried out at fields developed by water flooding. The method is simple and technological. Reagents are not toxic. No additional costs for the arrangement of fisheries are required. An aqueous solution of sludge-lignin, alkali and surfactant can be pumped at the same time, or a surfactant solution can be pumped after pumping a precipitating composition.

Claims

A method of developing an oil field by water flooding, including the injection of an alkaline solution of sludge-lignin in a ratio of 1: 1, characterized in that the alkaline solution of sludge-lignin is supplied with an aqueous solution of a surfactant surfactant in the ratio of sludge-lignin: alkaline solution: surfactant equal to from 1: 1: 0.5 to 1: 1: 5, while the supply of an aqueous surfactant solution is carried out simultaneously or after injection of an alkaline solution of sludge-lignin.