RU2185502C1 - Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией Download PDFInfo
- Publication number
- RU2185502C1 RU2185502C1 RU2001127123/03A RU2001127123A RU2185502C1 RU 2185502 C1 RU2185502 C1 RU 2185502C1 RU 2001127123/03 A RU2001127123/03 A RU 2001127123/03A RU 2001127123 A RU2001127123 A RU 2001127123A RU 2185502 C1 RU2185502 C1 RU 2185502C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- reservoir
- pressure
- well
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых слоистой неоднородностью залежи. Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи залежи за счет возможности обеспечения практически поршневого вытеснения нефти, при минимальных энергетических затратах, за счет предварительного раскрытия сомкнутых естественных вертикальных трещин залежи перед ее обработкой. Сущность изобретения: по способу осуществляют нагнетание рабочего агента в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, и отбор нефти через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами. При этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности. При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания, увеличением расхода нагнетаемого агента, до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта. После чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления. Нагнетают в продуктивный пласт нагнетательной скважины поверхностно-активную кислотную композицию или кислотную композицию. Нагнетают также композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта, до повышения давления нагнетания на 10-20%, но в пределах критического давления. Останавливают скважины на установленное время. После этого осуществляют пробное нагнетание рабочего агента. Если эффективной приемистости достигают при давлении ниже эффективного на 20-40%, то продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину. 11 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых слоистой неоднородностью залежи.
При разработке таких залежей происходит, как правило, опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных пластов и участков эксплуатационного объекта с образованием застойных зон в средне- и низкопроницаемых прослоях. Вероятность образования таких застойных зон тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами по площади залежи, выше разница в проницаемости слагающих залежь пластов, меньше песчанистость залежи, а также эффективная мощность низкопроницаемых прослоев.
На залежи с такими продуктивными пластами необходимо активно применять методы воздействия на призабойную зону пластов с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и интенсификации процесса выработки (извлечения) нефти из низкопроницаемых прослоев.
Особенно впечатляет тот факт, что среднестатистическая величина подвижной нефти в продуктивном пласте, которая может фильтроваться, а следовательно, и может быть извлечена, составляет не менее 70%. Однако, реальный коэффициент нефтеотдачи пласта редко превышает, в настоящее время, 35%.
Повышение коэффициента нефтеотдачи является одной из главных задач нефтяной промышленности.
Одной из проблем, препятствующей этому, является недоучет сложнейших, всегда не типичных геологических условий, определяющих сложную природу гидродинамических явлений, свойственных разработке нефтяной залежи, неоднородность пластов которой в каждых конкретных случаях имеет разную природу, а также и не достаточно оптимальное использование арсенала технических средств и технологических мероприятий.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора полимера и вытесняющего агента и отбор нефти из добывающей скважины (1).
По этому способу предполагается, что закачиваемый в пласт водный раствор полимера поступает в наиболее гидропроводные пласты нефтяной залежи и закупоривает их, а вытесняющий агент, например, вода вытесняет нефть из необводненных участков пласта.
Недостатком способа является то, что он дает только однократный эффект. К тому же при большой степени неоднородности нефтяной залежи не обеспечивается полный охват залежи воздействием.
Известен способ разработки нефтяной залежи, характеризующийся тем, что осуществляют нагнетание рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину, при этом осуществляют декольматацию продуктивного пласта залежи (2).
Недостатком известного способа является его невысокая эффективность, обусловленная тем, что декольматацию осуществляют не в оптимальных условиях, без учета охвата продуктивного пласта рабочим (вытесняющим) агентом. Отсюда расход материалов может быть большим, а результат - незначительным. К тому же, по известному способу вытеснение нефти происходит с неполным охватом пласта по мощности, зачастую при очень больших давлениях нагнетания. При этом вытесняемая нефть достаточно быстро обводняется.
Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи залежи за счет возможности обеспечения практически поршневого вытеснения нефти, при минимальных энергетических затратах, за счет предварительного раскрытия сомкнутых естественных вертикальных трещин залежи перед ее обработкой.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с ее декольматацией, согласно изобретению осуществляют нагнетание в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, рабочего агента и отбор нефти через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами, при этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности и, при достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания, увеличением расхода нагнетаемого агента, до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта, после чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления и нагнетают в продуктивный пласт нагнетательной скважины поверхностно-активную кислотную композицию или кислотную композицию, а также композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта, до повышения давления нагнетания на 10-20%, но в пределах критического давления, останавливают скважины на установленное время, после чего осуществляют пробное нагнетание рабочего агента и, если эффективной приемистости достигают при давлении ниже эффективного на 20-40%, продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину.
Кроме того:
осуществляют дополнительное нагнетание в продуктивный пласт поверхностно-активной кислотной композиции или кислотной композиции и композиции с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц, при этом нагнетание осуществляют через добывающую скважину;
осуществляют снижение давления нагнетания ниже достигнутого критического на 5-10%;
применяют в качестве поверхностно-активной кислотной композиции водный раствор поверхностно-активного вещества "ИВВ-1" в количестве 0,5-8 мас.% и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас.%;
применяют в качестве поверхностно-активной кислотной композиции водный раствор поверхностно-активного вещества "СинолКам" в количестве 0,5-8 мас.% и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас.%;
применяют в качестве кислотной композиции водный раствор 12% соляной кислоты в количестве 5-20 мас.% и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас.%;
применяют хлорид калия или хлорид аммония в качестве компонентов, предотвращающих набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта;
дополнительно вводят органический растворитель в композиции с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта;
применяют алифатические спирты, например, изопропиловый спирт или гликоль, например, этиленгликоль, или ацетон в качестве органического растворителя;
одновременно или последовательно нагнетают поверхностно-активную кислотную композицию или кислотную композицию, а также композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта;
работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, осуществляют в циклическом режиме;
используют в качестве рабочего агента воду, пресную и/или минерализованную.
осуществляют дополнительное нагнетание в продуктивный пласт поверхностно-активной кислотной композиции или кислотной композиции и композиции с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц, при этом нагнетание осуществляют через добывающую скважину;
осуществляют снижение давления нагнетания ниже достигнутого критического на 5-10%;
применяют в качестве поверхностно-активной кислотной композиции водный раствор поверхностно-активного вещества "ИВВ-1" в количестве 0,5-8 мас.% и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас.%;
применяют в качестве поверхностно-активной кислотной композиции водный раствор поверхностно-активного вещества "СинолКам" в количестве 0,5-8 мас.% и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас.%;
применяют в качестве кислотной композиции водный раствор 12% соляной кислоты в количестве 5-20 мас.% и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас.%;
применяют хлорид калия или хлорид аммония в качестве компонентов, предотвращающих набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта;
дополнительно вводят органический растворитель в композиции с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта;
применяют алифатические спирты, например, изопропиловый спирт или гликоль, например, этиленгликоль, или ацетон в качестве органического растворителя;
одновременно или последовательно нагнетают поверхностно-активную кислотную композицию или кислотную композицию, а также композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта;
работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, осуществляют в циклическом режиме;
используют в качестве рабочего агента воду, пресную и/или минерализованную.
Сущность предложенного изобретения заключается в том, что способ предусматривает оптимальный режим нагнетания рабочего агента через нагнетательную скважину, при котором используют всю мощность продуктивного пласта для вытеснения из него нефти, т.е. создают практически поршневой режим вытеснения нефти.
Такой режим по обычной технологии обеспечивают массированным нагнетанием рабочего агента через нагнетательную скважину, что сопровождается ростом давления на устье скважины иногда до очень больших величин. Это давление, а также приемистость скважины и охват пласта по мощности являются управляющими или контрольными параметрами, характеризующими состояние системы.
В связи с тем, что в реальных условиях оптимальные параметры по скважине заранее не известны, их определяют предварительными испытаниями продуктивного пласта (испытаниями нагнетательной скважины) с определением эффективных давления и приемистости (при максимальном охвате залежи по мощности, когда все ее неоднородные пласты вовлечены в работу).
Большой опыт практических работ, лабораторных исследований и сам характер проявления эффективной приемистости дают веское основание предположить, что она объясняется не только изменением проницаемости продуктивного пласта (при больших расходах жидкости и высоких давлениях нагнетания рабочего агента), но и раскрытием сомкнутых естественных вертикальных трещин, объединяющих все разнородные по проницаемости пропластки и обеспечивающие повышенную приемистость продуктивного пласта в целом. В этом случае залежь по всей мощности работает практически в поршневом режиме на оптимальное вытеснение нефти. Давление при этом режиме может достигать 20-40 МПа, а расход рабочего агента может достигать 1000 м3/сут и более. Ограничивающим условием является недопустимость раскрытия сомкнутых естественных горизонтальных трещин и переход к полномасштабному гидроразрыву с образованием новых трещин, когда приемистость резко возрастает при резком падении охвата пласта по его мощности.
Задача заключается в оптимальном использовании всего диапазона допустимых параметров по количеству, давлению нагнетаемого рабочего агента, приемистости продуктивного пласта и его охвату по мощности.
Особенностью настоящего изобретения является то, что при обеспечении условий практически поршневого вытеснения нефти учитывают коллекторские свойства продуктивного пласта.
При наличии в продуктивном пласте залежи глинистой составляющей условия вытеснения по обычной технологии резко осложняются. Набухание глины ведет к перекрытию проводящих каналов, образованию застойных зон, кольматации собственных глинистых и смежных пропластков, что определяет необходимость больших давлений вытеснения в таких продуктивных пластах.
Настоящая технология в соответствии с изобретением предусматривает нагнетание в подготовленный пласт (при раскрытых естественных вертикальных трещинах и полном охвате по мощности продуктивного пласта) поверхностно-активной кислотной композиции (например, водного раствора поверхностно-активного вещества "ИВВ-1" в количестве 0,5-8 мас.% и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас. %) или кислотной композиции (например, водного раствора 12% соляной кислоты в количестве 5-20 мас.% и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас.%), обеспечивающих декольматацию (разглинизацию) по всей мощности продуктивного пласта залежи с активным воздействием, в том числе, на карбонатную составляющую. К тому же при перемешивании поверхностно-активной кислотной композиции с пластовой нефтью образуется эмульсионная фаза с определенной структурной вязкостью, создающей дополнительные условия по нормализации охвата продуктивного пласта по мощности и вытеснению нефти. Закачка композиции с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта (например, хлорида калия или хлорида аммония), способствует частичному дегидрированию глин в продуктивном пласте и увеличению ее пористости. Дополнительное введение органического растворителя (например, алифатических спиртов или гликолей или ацетона) способствует полнообъемному дегидрированию уже набухших ранее глинистых частиц и снижению межфазного натяжения на границе с углеводородами. Все это обеспечивает полномасштабное состояние полного охвата продуктивного пласта по мощности и не требует уже тех значительных давлений для вытеснения нефти из продуктивного пласта. Представляется возможность значительного увеличения нефтеотдачи залежи при минимальном обводнении нефти с одновременным уменьшением давления закачки рабочего агента при вытеснении до 40%.
Способ осуществляют следующим образом.
По способу перед его осуществлением в нагнетательной скважине, по меньшей мере одной, предварительно определяют приемистость продуктивного пласта в зависимости от давления нагнетания. В качестве рабочего агента при нагнетании используют воду, пресную и/или минерализованную.
При этом дополнительно с помощью геофизических исследований контролируют охват нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности при разных величинах давления закачки. Строят профиль приемистости скважины, а также кривые восстановления давления.
При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания. Для этого увеличивают расход нагнетаемого агента. Давление поднимают до критического давления. Это отмечают резким увеличением приемистости продуктивного пласта.
После этого давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, например, на 5-10%, но не ниже эффективного давления. Этим предотвращают риск развития полномасштабного гидроразрыва. Осуществляют нагнетание в подготовленный продуктивный пласт (с раскрытыми естественными вертикальными трещинами) поверхностно-активной кислотной композиции, состоящей, например, из водного раствора поверхностно-активного вещества "ИВВ-1" в количестве 0,5-8 мас. % и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас.%. Одновременно с поверхностно-активной кислотной композицией или последовательно, вслед за ней, нагнетают композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта. В качестве компонентов композиции для предотвращения набухания и пептизации глинистых частиц применяют хлорид калия или хлорид аммония в количестве 1-3 мас.%. В композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта, может быть дополнительно введен компонент, способствующий дегидрированию уже набухших ранее глинистых частиц и снижению межфазного натяжения на границе с углеводородами. В качестве такого компонента может быть использован органический растворитель, например, алифатические спирты или гликоли или ацетон. Композиции нагнетают до повышения давления нагнетания на 10-20%, но в пределах критического давления (давления раскрытия горизонтальных трещин - полномасштабного гидроразрыва). Затем скважины останавливают на 8-24 ч под давлением на выдержку, с кислотной обработкой пласта, образование микроэмульсии в зоне пласта и декольматацию. Под действием кислотной композиции происходит разрыхление заглинизированной породы и глины, которые могут быть беспрепятственно вынесены на поверхность (устье скважины) при циркуляции воды. После этого осуществляют пробное нагнетание рабочего агента. Если при этом достигают эффективной приемистости при полном охвате продуктивного пласта по мощности и при давлении нагнетания, меньшем эффективного давления на 20-40%, то переходят к полнообъемному нагнетанию рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину (продолжают нагнетание). Если при пробном нагнетании не удается выйти на проектные показатели, т.е. запланированные приемистость и охват при меньшем давлении нагнетания, то операции по нагнетанию композиций повторяют, при этом время выдержки скважин увеличивают и концентрацию компонентов, ответственных за предотвращение набухания глинистых частиц, тоже увеличивают.
Хлорид калия (хлористый калий) выпускают в промышленности в соответствии с ГОСТ 4568-83. Хлорид аммония выпускают в соответствии с ТУ 6-00-5751766-2-88. Ацетон технический - ГОСТ 2668-84. Этиленгликоль - ГОСТ 19710-83. Изопропиловый спирт - ГОСТ 9805-84.
Конкретный пример реализации способа.
Выбирают одну из нагнетательных скважин на залежи, где вскрыты продуктивные пласты мощностью 7, 2,5 и 4 м. Предварительно перед началом разработки в этой скважине геофизическими методами определяют приемистость продуктивных пластов в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивных пластов залежи по мощности.
Для испытаний используют воду. При давлении нагнетания воды в пределах 12-13 МПа на устье вода поступает только в верхнюю часть нижнего пласта. Приемистость скважины очень небольшая.
При возрастании давления нагнетания до 17 МПа резко возрастает охват по мощности залежи и начинает принимать воду верхний пласт 2,5 м.
Повышение давления нагнетания до 20 МПа приводит к подключению нижнего пласта 4 м.
При давлении нагнетания 22 МПа мощность залежи, принимающая воду, составляет уже 97% от всей вскрытой мощности. С ростом давления нагнетания общая и удельная приемистости каждого пласта залежи увеличиваются, причем приемистость возрастает за счет изменения как коллекторских свойств, так и мощности, принимающей воду. При этом мощность залежи, принимающая воду, увеличивается за счет раскрытия естественных горизонтальных трещин, которые и объединяют всю продуктивную залежь в единую гидродинамическую систему.
При давлении 23 МПа вся залежь становится принимающей. По данным исследований обнаруживают раскрытие естественных вертикальных трещин, объединяющих все продуктивные пласты. Приемистость при этом составляет 600 м3/сут. Давление 23 МПа и приемистость 600 м3/сут принимают как эффективные.
При дальнейшем повышении давления до 30 МПа приемистость скважины резко возрастает до 800 м3/сут. При этом, одновременно, мощность залежи, принимающая воду, сокращается.
Это свидетельствует о том, что при давлении 30 МПа вскрываются горизонтальные трещины. Небольшое сокращение принимающей мощности залежи свидетельствует о том, что пока еще не произошел полномасштабный гидроразрыв. Но давление 30 МПа уже можно считать критическим. После этого давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления.
Осуществляют нагнетание в подготовленный продуктивный пласт (с раскрытыми естественными вертикальными трещинами) 30 м3 поверхностно-активной кислотной композиции, состоящей, например, из водного раствора поверхностно-активного вещества "ИВВ-1" в количестве 2 мас.% и глинокислоты в количестве 1 мас.%. Затем закачивают композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта (ингибирующей солью) и с органическим растворителем. Для этого принимают водный раствор ингибирующей соли в количестве 1-10 мас.% и органического растворителя в количестве 10-50 мас.% с добавкой раствора хлорида аммония и ацетона в количестве 20 м3. Эту композицию готовят в емкости цементировочного агрегата. Для приготовления 1 м3 композиции необходимо залить 50 л воды пресной или минерализованной, в емкости цементировочного агрегата при включенном циркуляционном насосе, растворить в ней 10 кг хлорида аммония. После растворения соли залить 40 л ацетона. Композицию готовят с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта. В качестве компонентов композиции для предотвращения набухания и пептизации глинистых частиц применяют хлорид калия в количестве 2 мас.%. В композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта, может быть дополнительно введен компонент, способствующий дегидрированию уже набухших ранее глинистых частиц и снижению межфазного натяжения на границе с углеводородами. В качестве такого компонента может быть использован органический растворитель, например, алифатические спирты или гликоли или ацетон.
В подготовленный продуктивный пласт (с раскрытыми естественными вертикальными трещинами) закачивают поверхностно-активную кислотную композицию, состоящую, например, из водного раствора поверхностно-активного вещества "ИВВ-1" в количестве 2 мас.% и глинокислоты в количестве 1 мас.%, вслед за ней закачивают приготовленную композицию из ацетона с содержанием в ней хлорида калия в количестве 2 мас.%. Композиции нагнетают до повышения давления нагнетания на 10-20%, но в пределах критического давления (давления раскрытия горизонтальных трещин - полномасштабного гидроразрыва). Затем скважины останавливают на 12 ч под давлением на выдержку, с кислотной обработкой пласта, и декольматацию с разглинизацией. При необходимости осуществляют циркуляцию в скважине с выносом продуктов реакции на устье. После этого осуществляют пробное нагнетание рабочего агента. Если при этом достигают эффективной приемистости при полном охвате продуктивного пласта по мощности и при давлении нагнетания, меньшем эффективного давления на 20-40%, то переходят к полнообъемному нагнетанию рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину (продолжают нагнетание).
Источники информации
1. Бурдынь Т.А. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении, Москва, Недра, 1983, стр.47-49.
1. Бурдынь Т.А. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении, Москва, Недра, 1983, стр.47-49.
2. Патент РФ 2071553 от 10.01.1997.
Claims (12)
1. Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией, характеризующийся тем, что осуществляют нагнетание в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, рабочего агента и отбор нефти через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами, при этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности и, при достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания, увеличением расхода нагнетаемого агента, до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта, после чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления и нагнетают в продуктивный пласт нагнетательной скважины поверхностно-активную кислотную композицию или кислотную композицию, а также композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта, до повышения давления нагнетания на 10-20%, но в пределах критического давления, останавливают скважины на установленное время, после чего осуществляют пробное нагнетание рабочего агента и, если эффективной приемистости достигают при давлении ниже эффективного на 20-40%, продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину.
2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что осуществляют дополнительное нагнетание в продуктивный пласт поверхностно-активной кислотной композиции или кислотной композиции и композиции с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц, при этом нагнетание осуществляют через добывающую скважину.
3. Способ по п. 1 или 2, характеризующийся тем, что осуществляют снижение давления нагнетания ниже достигнутого критического на 5-10%.
4. Способ по одному из пп. 1-3, характеризующийся применением в качестве поверхностно-активной кислотной композиции водного раствора поверхностно-активного вещества "ИВВ-1" в количестве 0,5-8 мас. % и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас. %.
5. Способ по одному из пп. 1-3, характеризующийся применением в качестве поверхностно-активной кислотной композиции водного раствора поверхностно-активного вещества "СинолКам" в количестве 0,5-8 мас. % и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас. %.
6. Способ по одному из пп. 1-3, характеризующийся применением в качестве кислотной композиции водного раствора 12% соляной кислоты в количестве 5-20 мас. % и глинокислоты в количестве 0,3-9 мас. %.
7. Способ по одному из пп. 1-6, включающий применение хлорида калия или хлорида аммония в качестве компонентов, предотвращающих набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта.
8. Способ по одному из пп. 1-7, включающий дополнительное введение органического растворителя в композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта.
9. Способ по 8, включающий применение алифатических спиртов, например изопропилового спирта, или гликоля, например этиленгликоля, или ацетона в качестве органического растворителя.
10. Способ по одному из пп. 1-9, включающий одновременное или последовательное нагнетание поверхностно-активной кислотной композиции или кислотной композиции и композиции с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта.
11. Способ по одному из пп. 1-10, включающий работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, в циклическом режиме.
12. Способ по одному из пп. 1-11, включающий использование в качестве рабочего агента воды, пресной и/или минерализованной.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001127123/03A RU2185502C1 (ru) | 2001-10-08 | 2001-10-08 | Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001127123/03A RU2185502C1 (ru) | 2001-10-08 | 2001-10-08 | Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2185502C1 true RU2185502C1 (ru) | 2002-07-20 |
Family
ID=20253568
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001127123/03A RU2185502C1 (ru) | 2001-10-08 | 2001-10-08 | Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2185502C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2487233C1 (ru) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2547868C1 (ru) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
| RU2551580C1 (ru) * | 2014-10-10 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
-
2001
- 2001-10-08 RU RU2001127123/03A patent/RU2185502C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2487233C1 (ru) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2547868C1 (ru) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
| RU2551580C1 (ru) * | 2014-10-10 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| EA006086B1 (ru) | Способ заканчивания нагнетательных скважин | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| US9284828B2 (en) | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells | |
| RU2185502C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией | |
| US3129761A (en) | Method of establishing communication between wells | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| EP4448677A1 (en) | Conformance control, sweep efficiency, deep diversion, and water shutoff method | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
| CN113323636A (zh) | 一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法及采油方法 | |
| RU2817834C1 (ru) | Способ увеличения нефтеизвлечения на участках нестационарного заводнения | |
| RU2185500C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением эмульсионной композиции | |
| RU2645688C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| RU2819869C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважины | |
| RU2183737C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с ее гидрофобизацией | |
| RU2066733C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в добывающую скважину | |
| RU2209958C1 (ru) | Способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи | |
| RU2733561C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки | |
| RU2185501C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи со стабилизацией фильтрации пропантом | |
| RU2159328C1 (ru) | Способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в скважине |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20031009 |