RU2149989C1

RU2149989C1 - Method of oil recovery from oil-bearing carbonate formations

Info

Publication number: RU2149989C1
Application number: RU99119340/03A
Authority: RU
Inventors: Р.К. Ишкаев; К.И. Исангулов; Н.Ф. Гумаров; В.М. Хусаинов; Н.И. Хаминов; А.К. Исангулов; Р.Г. Хангильдин; Р.В. Ханипов
Original assignee: Исангулов Кашфиль Исмагилович; Хусаинов Васил Мухаметович; Хаминов Николай Иванович; Гумаров Нафис Фаритович
Priority date: 1999-09-08
Filing date: 1999-09-08
Publication date: 2000-05-27

Abstract

FIELD: oil-and-gas producing industry, particularly, methods of increase of oil recovery from oil wells due to application of physico-chemical methods of stimulation of carbonate formations. SUBSTANCE: method includes treatment of bottom-hole formation zone of oil producing and/or injection well, displacement of oil from reservoir by hydrodynamic pressure of water with subsequent withdrawal of oil from bottom-hole formation zone. Treatment of bottom-hole formation zone of producing and/or injection well is accomplished with highly dispersed water- and acid-repellent hydrophobic material. Then, acid or its solutions are injected through oil producing wells to carbonate oil-bearing formations for dissolving of carbonate compounds and formation of porous structure in oil-bearing formations and subsequent displacement of oil through porous structure from reservoir and its withdrawal from bottom-hole formation zone. EFFECT: restored and improved natural reservoir properties of carbonate formations containing oil in bottom-hole formation zone of producing and/or injection wells. 6 cl, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи нефтяных скважин за счет применения физико-химических методов воздействия на карбонатный пласт. Способ предназначен для восстановления и улучшения природных коллекторских свойств карбонатных пластов, содержащих нефть в призабойной зоне нефтедобывающих (нагнетательных скважин.). The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for increasing oil recovery of oil wells through the use of physicochemical methods of influencing a carbonate formation. The method is intended to restore and improve the natural reservoir properties of carbonate formations containing oil in the bottom-hole zone of oil producing (injection wells.).

Известные способы добычи нефти основаны на принудительном ее извлечении путем вытеснения к добывающей скважине водой, закачиваемой в пласт через нагнетательную скважину под давлением. При этом в процессе бурения нефтяных скважин и последующей эксплуатации происходит изменение фильтрационных свойств карбонатных пластов в призабойной зоне скважин. Ухудшение фильтрации карбонатных пластов существенно снижает производительность скважины. ( Журнал "Нефтяное хозяйство", 1995 г. N 3, с. 65-68.)
Также известен способ добычи нефти из карбонатных нефтесодержащих пластов, включающий обработку суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе призабойной зоны скважины, вытеснение нефти из коллектора гидродинамическим давлением воды с последующей доставкой нефти из призабойной зоны. Патент РФ N 2105142, МКИ⁶ E 21 В 43/22, 1996.Known methods of oil production are based on its forced extraction by displacing water to the production well, pumped into the reservoir through an injection well under pressure. Moreover, in the process of drilling oil wells and subsequent operation, the filtration properties of carbonate formations in the bottomhole zone of the wells change. Deterioration in the filtration of carbonate formations significantly reduces well productivity. (The journal "Oil Industry", 1995 N 3, p. 65-68.)
There is also known a method of oil production from carbonate oil-containing formations, which includes treating a suspension of highly dispersed hydrophobic silicon dioxide in an organic solvent of the bottom-hole zone of a well, displacing oil from the reservoir by hydrodynamic pressure of water, followed by oil delivery from the bottom-hole zone. RF patent N 2105142, MKI ⁶ E 21 V 43/22, 1996.

Недостатком известного способа добычи нефти является невозможность его применения на залежах нефти, подстилаемых пластовыми водами или имеющими небольшой слой 1-3 метра до водоносной части, поскольку кислота в этом случае в силу своей гидрофильности легко проникает в водоносную часть, растворяя породу от интервала вскрытия до водоносной части пласта, непосредственно вдоль ствола скважины. Таким образом формируются условия для прорыва пластовых вод по заколонному пространству на забой скважины и прекращению притока нефти. The disadvantage of this method of oil production is the impossibility of its use on oil deposits, lined with formation water or having a small layer of 1-3 meters to the aquifer, because the acid in this case, due to its hydrophilicity, easily penetrates the aquifer, dissolving the rock from the opening to the aquifer parts of the formation, directly along the wellbore. Thus, conditions are created for the breakthrough of formation water through the annulus to the bottom of the well and the cessation of oil flow.

Аналогично в нагнетательных скважинах вся закачиваемая вода начинает уходить в непродуктивную зону пласта, не обеспечивая вытеснение нефти. Similarly, in injection wells, all injected water begins to flow into the non-productive zone of the reservoir, not providing oil displacement.

Наиболее близким аналогом к изобретению является способ добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов, включающий обработку призабойной зоны скважины гидрофобным материалом, а затем кислотой (см. SU 898047, кл. E 21 В 43/22, 25.01.1982). The closest analogue to the invention is a method for producing oil from oil-containing carbonate formations, including treating the bottom-hole zone of a well with a hydrophobic material and then with acid (see SU 898047, class E 21 B 43/22, 01/25/1982).

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является разработка способа добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов, обладающего широкими техническими возможностями, позволяющими обеспечить повышение нефтеотдачи карбонатных пластов, содержащих нефть, непосредственно подстилаемых пластами, содержащими воду или имеющими небольшой по толщине раздел 1-3 метра от водоносных пластов. А также повышение производительности добычи нефти и снижение затрат. The problem to which the present invention is directed, is to develop a method of oil production from oil-containing carbonate formations, with wide technical capabilities, which can provide enhanced oil recovery of carbonate formations containing oil, directly underlain by formations containing water or having a small thickness section of 1-3 meters from aquifers. As well as increasing oil production productivity and lowering costs.

Технический результат заключается в обеспечении глубокой по толщине обработки пласта, исключающей проникновение закачиваемой кислоты к зоне водонефтяного контакта и, как следствие, прорыв пластовой воды к забою скважины за счет предварительной обработки призабойной зоны кислото- и водоотталкивающим гидрофобным материалом. Аналогично при обработке нагнетательных скважин обеспечивается производительное использование вытесняющего агента (нагнетаемой воды). The technical result consists in providing a deep thickness of the treatment of the formation, eliminating the penetration of injected acid to the oil-water contact zone and, as a result, the breakthrough of produced water to the bottom of the well due to the preliminary treatment of the bottom-hole zone with an acid- and water-repellent hydrophobic material. Similarly, when processing injection wells, the productive use of a displacing agent (injected water) is ensured.

Для достижения технического результата в известном способе добычи нефти из карбонатных нефтесодержащих пластов, включающем обработку гидрофобным материалом и кислотой призабойной зоны скважины, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой нефти из призабойной зоны, обработку призабойной зоны нефтедобывающей и/или нагнетательной скважин осуществляют высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом, затем производят закачку через нефтедобывающие и/или нагнетательные скважины в карбонатные нефтесодержащие пласты кислоты или ее растворов с возможностью обеспечения растворения карбонатных соединений и образования пористой структуры в нефтесодержащих пластах, а вытеснение нефти производят через пористую структуру с последующей доставкой ее из призабойной зоны. To achieve a technical result in the known method of oil production from carbonate oil-containing formations, including treatment with hydrophobic material and acid of the bottom-hole zone of the well, displacement of oil from the reservoir with subsequent delivery of oil from the bottom-hole zone, treatment of the bottom-hole zone of oil-producing and / or injection wells is carried out with highly dispersed water and acid-repellent hydrophobic material, then they are injected through oil producing and / or injection wells into carbonate oil desoder The layers of acid or its solutions with the possibility of dissolving the carbonate compounds and the formation of a porous structure in oil-containing formations, and oil is displaced through the porous structure with its subsequent delivery from the bottom-hole zone.

Также обработку призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважин осуществляют высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом на глубину и в течение времени до величин, обеспечивающих предотвращение проникновения закачиваемой кислоты или ее раствора к зоне водонефтяного контакта и прорыва пластовой воды к забою скважины. Also, the treatment of the bottom-hole zone of oil producing and injection wells is carried out with highly dispersed water- and acid-repellent hydrophobic material to a depth and over time to values that prevent the injection of acid or its solution from penetrating the oil-water contact zone and the formation water breakthrough to the bottom of the well.

При этом обработку призабойной зоны нефтедобывающей и/или нагнетательной скважин осуществляют последовательно в несколько этапов высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом и кислотой или ее раствором с возможностью обеспечения глубокого проникновения ее в карбонатный нефтесодержащий пласт и образования в этом пространстве пористой структуры. In this case, the treatment of the bottom-hole zone of oil producing and / or injection wells is carried out sequentially in several stages with highly dispersed water and acid repellent hydrophobic material and acid or its solution with the possibility of ensuring its deep penetration into the carbonate oil-containing formation and formation of a porous structure in this space.

Причем в качестве высокодисперсного водо- и кислотоотталкивающего гидрофобного материала используют суспензию высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния с содержанием его 0,1 - 0,5 мас.% в органическом растворителе, а в качестве кислоты применяют соляную кислоту, при этом количество кислоты выбирают равным 1-2 тонны на один метр обрабатываемой толщины карбонатного пласта при концентрации ее 12-20 %. Moreover, as a highly dispersed hydrophobic and water-repellent hydrophobic material, a suspension of highly dispersed hydrophobic silicon dioxide with a content of 0.1 to 0.5 wt.% In an organic solvent is used, and hydrochloric acid is used as the acid, while the amount of acid is chosen to be 1-2 tons per meter of processed thickness of the carbonate formation at a concentration of 12-20%.

Указанные признаки являются существенными и взаимосвязанными между собой причинно-следственной связью с образованием совокупности существенных признаков, достаточных для достижения указанного технического результата. Так, увеличение продуктивности призабойной зоны нефтесодержащего карбонатного пласта достигается за счет не только восстановления природных коллекторных свойств пласта, а главное за счет создания новой пористой структуры в карбонатном пласте путем растворения кислотой карбонатных соединений. Такое решение существенно влияет на дальнейшее повышение нефтеотдачи карбонатных пластов. These signs are significant and interconnected causal relationship with the formation of a set of essential features sufficient to achieve the specified technical result. Thus, increasing the productivity of the bottom-hole zone of an oil-containing carbonate formation is achieved not only by restoring the natural reservoir properties of the formation, and most importantly by creating a new porous structure in the carbonate formation by dissolving carbonate compounds with acid. This decision significantly affects the further increase in oil recovery of carbonate formations.

На решение этой задачи также влияет последовательная обработки призабойной зоны пласта суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния и соляной кислотой. При этом количество последовательных обработок зависит от геологических характеристик пласта и технико-экономических показателей получаемых результатов. The solution to this problem is also affected by the sequential treatment of the bottom-hole zone of the formation with a suspension of highly dispersed hydrophobic silicon dioxide and hydrochloric acid. The number of sequential treatments depends on the geological characteristics of the formation and the technical and economic indicators of the results.

Пример реализации изобретения
Согласно изобретению способ добычи нефти из карбонатных нефтесодержащих пластов заключается в выполнении следующих операций.An example implementation of the invention
According to the invention, a method of oil production from carbonate oil-containing formations is to perform the following operations.

Сначала осуществляют обработку призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважин высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом, затем производят закачку через нефтедобывающие скважины в карбонатные нефтесодержащие пласты кислоты или ее растворов с возможностью обеспечения растворения карбонатных соединений. Это приводит не только к восстановлению коллекторных свойств нефтесодержащих пластов, а главное к образованию новой пористой структуры для движения нефти. После этого производят вытеснение нефти из коллектора, например, гидродинамическим давлением воды. First, the bottom-hole zone of the oil producing and injection wells is treated with highly dispersed water- and acid-repellent hydrophobic material, then they are injected through oil-producing wells into carbonate oil-containing formations of acid or its solutions with the possibility of dissolving carbonate compounds. This leads not only to the restoration of the reservoir properties of oil-containing formations, and most importantly to the formation of a new porous structure for the movement of oil. After this, oil is displaced from the reservoir, for example, by hydrodynamic pressure of water.

С целью дальнейшего повышение нефтеотдачи производят также обработку призабойной зоны нагнетательной скважины высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом. При этом обработку призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважин осуществляют последовательно в нисколько этапов высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом с возможностью обеспечения глубокого проникновения ее в карбонатный нефтесодержащий пласт и образования в этом пространстве пористой структуры. Количество последовательных обработок зависит от геологических характеристик пласта и технико-экономических показателей получаемых результатов. In order to further increase oil recovery, the bottom-hole zone of the injection well is also treated with highly dispersed hydrophobic and water-repellent material. In this case, the treatment of the bottom-hole zone of oil producing and injection wells is carried out sequentially in no steps by highly dispersed water and acid repellent hydrophobic material with the possibility of ensuring its deep penetration into the carbonate oil-containing formation and the formation of a porous structure in this space. The number of sequential treatments depends on the geological characteristics of the reservoir and the technical and economic indicators of the results.

В качестве высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния используют материал, изготовленный в соответствии с изобретением по патенту РФ N 2089499, а в качестве образователя суспензии - нестабильный бензин или другие органические растворители. Количество суспензии при первой обработке составляет 2 м³ на один метр обрабатываемой толщины пласта. Количество соляной кислоты составляет 1-2 тонны на один метр обрабатываемой толщины пласта.As a highly dispersed hydrophobic silicon dioxide, a material manufactured in accordance with the invention according to the patent of the Russian Federation N 2089499 is used, and unstable gasoline or other organic solvents are used as a suspension former. The amount of suspension during the first treatment is 2 m ³ per meter of the processed thickness of the formation. The amount of hydrochloric acid is 1-2 tons per meter of the processed formation thickness.

Количество суспензии при второй обработке составляет 1-2 м³ на один метр обрабатываемой толщины пласта.The amount of suspension in the second treatment is 1-2 m ³ per meter of the processed thickness of the reservoir.

Суспензию готовят непосредственно на скважине с использованием метода эжекции, дозируя запатентованный гидрофобный материал в процессе проведения закачки. The suspension is prepared directly at the well using the ejection method, dosing the patented hydrophobic material during the injection process.

Пример 1. Добывающая скважина N 8475 НГДУ "Азнакаевскнефть" АОА "Татнефть", увеличение продуктивности карбонатного пласта применением предлагаемого способа (последовательная обработка суспензией и раствором соляной кислоты). Проводилось 17.03.98 г. В призабойную зону скважины было закачано суспензии в нестабильном бензине 0,33% концентрации в объеме 9 м³, затем закачано 3 м³ соляной кислоты 20% концентрации, после чего скважина была запущена в эксплуатацию с применением штангового глубинного насоса. При этом дебит по нефти увеличился с 2,5 т/сут до 5,1 т/сут.Example 1. Production well N 8475 NGDU "Aznakaevskneft" JSC "Tatneft", increasing the productivity of the carbonate formation using the proposed method (sequential treatment with a suspension and a solution of hydrochloric acid). On March 17, 1998, suspensions of unstable gasoline of 0.33% concentration in a volume of 9 m ³ were pumped into the bottomhole zone of the well, then 3 m ^{3 of} hydrochloric acid of 20% concentration was pumped, after which the well was put into operation using a sucker rod pump . At the same time, oil production increased from 2.5 tons / day to 5.1 tons / day.

Пример 2. Нагнетательная скважина N 19819 НГДУ "Азнакаевскнефть" АОА "Татнефть", обработка призабойной зоны пласта предлагаемым способом проводилось 06.08.98 г. До обработки суспензией и соляной кислотой приемистость пластовой воды составила 20 м³ в сутки при давлении нагнетания II мПА. В призабойную зону скважины было закачано суспензии в нестабильном бензине 0,50% концентрации в объеме 5 м³, затем закачано 2 м³ соляной кислоты 20% концентрации, после чего скважина была подключена на закачку воды. Через 1 час работы давление закачки снизилось до 4,5 мПА при увеличении приемистости до 60 м³/сутки. По результатам реагирующих нефтедобывающих скважин в последующем было установлено ее хорошее влияние на вытеснение нефти.Example 2. Injection well N 19819 NGDU "Aznakaevskneft" JSC "Tatneft", treatment of the bottom-hole zone of the formation with the proposed method was carried out on 08/06/98. Before treatment with suspension and hydrochloric acid, the injectivity of formation water was 20 m ³ per day at an injection pressure of II MPa. Suspensions in unstable gasoline of 0.50% concentration in a volume of 5 m ³ were pumped into the bottomhole zone of the well, then 2 m ^{3 of} hydrochloric acid of 20% concentration was pumped, after which the well was connected to water injection. After 1 hour of operation, the injection pressure decreased to 4.5 MPa with an increase in injectivity to 60 m ³ / day. Based on the results of reacting oil wells, it was subsequently established to have a good effect on oil displacement.

Результаты остальных опытов приведены в таблице. The results of the remaining experiments are shown in the table.

Как следует из таблицы, комплексное применение суспензии высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе в комбинации с закачкой соляной кислоты приводят к снижению давления закачки в нагнетательных скважинах в 1,5-2 раза и увеличению приемистости пласта в 2-3 раза, а обработка призабойной зоны нефтедобывающих скважин увеличивает дебит нефти в 1,5-3,0 раза. As follows from the table, the combined use of a suspension of highly dispersed hydrophobic silicon dioxide in an organic solvent in combination with injection of hydrochloric acid leads to a decrease in injection pressure in injection wells by 1.5-2 times and an increase in injectivity of the formation by 2-3 times, and treatment of the bottom-hole zone oil wells increases oil production by 1.5-3.0 times.

Предложенное изобретение реализуется с помощью известных средств, освоенных промышленностью. The proposed invention is implemented using known means mastered by the industry.

Claims

1. A method of producing oil from oil-containing carbonate formations, comprising treating the bottom-hole zone of the wells with hydrophobic material and acid, displacing the oil from the reservoir, followed by oil delivery from the bottom-hole zone, characterized in that the bottom-hole zone of the oil-producing and / or injection wells is hydrophobic, which is used as a highly dispersed water- and acid-repellent hydrophobic material, then they are pumped through oil-producing and / or injection wells into arbonatnye oily layers acid or its solutions to provide a carbonate compounds dissolve and form a porous structure in the oil-containing formations producing oil displacement through the porous structure with the subsequent delivery of its bottom zone.

2. The method according to claim 1, characterized in that the bottom-hole zone of the oil producing and injection wells is carried out to a depth and over time to values that ensure that the injected acid or its solution does not penetrate the oil-water contact zone and breakthrough formation water to the bottom of the well.

3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that the bottom-hole zone of the oil producing and / or injection wells is carried out sequentially in several stages with highly dispersed water and acid repellent hydrophobic material and acid or its solution with the possibility of deep penetration into the carbonate oil-containing formation and the formation of a porous structure in this space.

4. The method according to any one of claims 1 to 3, characterized in that as a highly dispersed water and acid repellent hydrophobic material, a suspension of highly dispersed hydrophobic silicon dioxide with a content of 0.1 to 0.5 wt.% In an organic solvent is used.

5. The method according to any one of claims 1 to 3, characterized in that hydrochloric acid is used as the acid, and its amount is chosen equal to 1 to 2 tons per 1 m of the processed thickness of the carbonate formation.

6. The method according to claim 5, characterized in that the use of hydrochloric acid 12 to 20% concentration.