RU2250989C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2250989C1 RU2250989C1 RU2004124549/03A RU2004124549A RU2250989C1 RU 2250989 C1 RU2250989 C1 RU 2250989C1 RU 2004124549/03 A RU2004124549/03 A RU 2004124549/03A RU 2004124549 A RU2004124549 A RU 2004124549A RU 2250989 C1 RU2250989 C1 RU 2250989C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- salinity
- suspension
- mineralization
- Prior art date
Links
Landscapes
- Water Treatment By Sorption (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, и может быть использовано для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, обводненных высокоминерализованными водами. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи продуктивного пласта с минерализацией пластовой воды более 250 г/л. В способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в обводненный пласт водных растворов соли поливалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц с продвижением каждого реагента буферной водой и вытесняющего агента, в пласт, обводненный пластовой водой с минерализацией выше 250 г/л, закачивают указанные растворы и суспензию, приготовленные на воде с минерализацией выше 250 г/л, используют в качестве соли поливалентного металла алюмохлорид, или сульфат алюминия, или хлористое железо при 15-20% концентрации, в качестве буферной воды и вытесняющего агента - воду с минерализацией выше 250 г/л, а в указанную суспензию дополнительно вводят сшивающий агент.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, и может быть использовано для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, обводненных высокоминерализованными водами.
Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт растворов полиакриламида и соли алюминия. Между оторочками полиакриламида и соли алюминия закачивают оторочку пресной воды (патент РФ №2086757, опубл. 1997.08.10).
В известном способе при последовательном закачивании раствора полиакриламида и соли алюминия происходит адсорбция частиц полиакриламида на поверхности пор, что исключает контакт катионов Al3+ с породой и приводит к образованию системы недостаточной вязкости.
Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт водного раствора соли многовалентного металла 1-30%-ной концентрации, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц и вытесняющего агента. В качестве соли многовалентного металла используют алюмосодержащий отход процесса алкилирования бензола олефином (патент РФ №2039225, опубл. 1995.07.09 - прототип).
Способ надежно работает в пластах с минерализацией пластовой воды не выше 130 г/л. В пластах с минерализацией пластовой воды выше 250 г/л не создаются прочные потокоотклоняющие экраны, что приводит к невысокому охвату продуктивного пласта воздействием и невысокой нефтеотдаче залежи.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи продуктивного пласта с минерализацией пластовой воды более 250 г/л.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в пласт водного раствора соли многовалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц и вытесняющего агента, согласно изобретению в пласт, обводненный пластовой водой с минерализацией выше 250 г/л, закачивают водный раствор соли многовалентного металла, водорастворимого полимера, водную суспензию дисперсных минеральных частиц и вытесняющий агент, приготовленные на воде с минерализацией выше 250 г/л, водный раствор соли поливалентного металла используют 15-20% концентрации, в качестве соли поливалентного металла используют алюмохлорид, или сульфат алюминия, или хлористое железо, в водную суспензию дисперсных частиц горных пород вводят сшивающий агент, а продвигают каждый раствор буферной водой с минерализацией выше 250 г/л.
Признаками изобретения являются:
1. последовательная закачка в пласт водного раствора соли многовалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц и вытесняющего агента;
2. в пласт, обводненный пластовой водой с минерализацией выше 250 г/л, закачка водного раствора соли многовалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц и вытесняющего агента, приготовленных на воде с минерализацией выше 250 г/л;
3. использование водного раствора соли поливалентного металла 15-20% концентрации;
4. использование в качестве соли поливалентного металла алюмохлорида, или сульфата алюминия, или хлористого железа;
5. наличие в водной суспензии дисперсных частиц горных пород сшивающего агента;
6. продвижение каждого раствора буферной водой с минерализацией выше 250 г/л.
Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Задача создания надежно работающих потокоотклоняющих экранов решена для пластов с минерализацией пластовой воды не выше 130 г/л. В пластах с минерализацией пластовой воды выше 250 г/л пластовая вода не позволяет создать устойчивую вязкую массу, снижает флокулирующие свойства дисперсных частиц. Все это приводит к невысокому охвату продуктивного пласта воздействием и невысокой нефтеотдаче залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Предлагаемый способ основан на создании эффективного воздействия на неоднородный нефтяной пласт, насыщенный водами с минерализацией выше 250 г/л. За счет взаимодействия в высокопроницаемых прослоях солей поливалентного металла с солями пластовой воды и с раствором полиакриламида, а также с дисперсными минеральными частицами горных пород удается перераспределить фильтрационные потоки и за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев пласта увеличить нефтеотдачу залежи.
Способ включает в себя последовательную закачку в пласт водного раствора соли поливалентного металла, водорастворимого полимера и дисперсных частиц с продвижением каждого реагента буферной водой и последующую закачку вытесняющего агента, где растворы полимера, суспензии дисперсных частиц приготовлены на воде с минерализацией выше 250 г/л. Буферная вода также имеет минерализацию выше 250 г/л.
Для выполнения технологии могут быть использованы следующие реагенты:
в качестве соли поливалентного металла:
- алюмохлорид - отход алкилирования бензола олефином, ТУ-38-302163-89;
- сульфат алюминия по ГОСТ 12966-85 с изм. 1, 2
- хлористое железо по ГОСТ 4147
в качестве водорастворимого полимера:
- полиакриламид по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 2-01-1049-81;
в качестве сшивающего агента:
- ацетат хрома (Сr(СНСОО)3) по ТУ 6-09-5380-88;
- хромокалиевые квасцы (CrK(SO4)2) по ГОСТ 4162-79;
- бихромат калия по ГОСТ 2652-78;
- бихромат натрия по ГОСТ 2651-88;
- хромовые квасцы (Сr(SO4)3) по ГОСТ 4472-78;
в качестве дисперсных частиц горных пород
- глинопорошок по ТУ 39-08-058-81, ОСТ 39-202-86;
в качестве вытесняющего агента и буферной воды используют воду с минерализацией выше 250 г/л.
Водный раствор соли поливалентного металла используют 15-20% концентрации. Водорастворимый полимер используют в виде водного раствора 0,05-0,1% концентрации. Водную суспензию дисперсных минеральных частиц используют 1-4% концентрации. В качестве вытесняющего агента и буферной воды используют воду с минерализацией выше 250 г/л. В водную суспензию дисперсных частиц горных пород вводят сшивающий агент в концентрации 0,1-0,2%.
Водный раствор соли поливалентного металла закачивают в объеме 20-60 м3. Раствор водорастворимого полимера закачивают в объеме 40-120 м3. Водную суспензию дисперсных минеральных частиц закачивают в объеме 40-120 м3.
Буферную воду закачивают между водным раствором соли поливалентного металла и раствором водорастворимого полимера в объеме 3-10 м3. Буферную воду также закачивают между раствором водорастворимого полимера и водной суспензией дисперсных минеральных частиц в объеме 3-10 м3.
После закачки в пласт водного раствора соли поливалентного металла происходит его частичное взаимодействие с солями пластовой воды с минерализацией выше 250 г/л, что создает благоприятные условия для образования устойчивой полимердисперсной системы, а также происходит модификация поверхности пористой среды за счет изменения состояния заряженности с отрицательного на положительное. Это способствует дальнейшей адсорбции частиц полимера и глины, закачиваемых вслед, что приводит к повышению прочности их сцепления.
В целях повышения прочности новообразований в водную суспензию дисперсных частиц горных пород добавляют сшивающий агент. Подбором концентраций реагентов регулируют время сшивки полимера, что дает возможность получить сшитый полимер в различных зонах пласта.
При закачке сшивающего агента с суспензией дисперсных частиц сшивающий агент внедряется в частицы полимера и дисперсные частицы. Дисперсные частицы начинают взаимодействовать со свободными функциональными группами полимера. Происходит процесс флокуляции и сшивки с образованием многократно сшитой полимердисперсной системы высокой прочности. Образовавшаяся в высокопроницаемых зонах пласта многократно сшитая полимердисперсная система приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Последующее нагнетание вытесняющего агента способствует извлечению нефти из низкопроницаемых зон пласта.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать на основе предложенного технического решения эффективный способ разработки неоднородного нефтяного пласта, насыщенного пластовыми водами с минерализацией выше 250 г/л. Этот способ создает в пласте полимердисперсную систему, обладающую повышенной вязкостью, и обеспечивает прочность сцепления полимердисперсной системы с породой пласта.
Примеры конкретного выполнения
В лабораторных условиях изготавливают модели неоднородного пласта со следующими характеристиками: проницаемость для высокопроницаемых пропластков равна 3,0-5,1 мкм2, для низкопроницаемых пропластков - 0,24-0,51 мкм2; пористость для высокопроницаемых пропластков равна 27-30%, для низкопроницаемых пропластков - 21-26%; начальная нефтенасыщенность высокопроницаемых пропластков равна 70-80%, низкопроницаемых пропластков - 71-79%.
Модели представляют собой параллельно соединенные два гидродинамически не связанных разнопроницаемых пропластка, заполненные пористой средой - кварцевым песком. Далее модели насыщают пластовой водой с последующим вытеснением ее пластовой нефтью. Затем проводят первичное заводнение водой с минерализацией выше 250 г/л. Затем через модели прокачивают реагенты. Эффект от воздействия реагентов на неоднородный пласт определяют методом перераспределения фильтрационных потоков в разнопроницаемых пропластках и приростом коэффициента нефтеотдачи.
Пример 1. В модель неоднородного пласта, отмытого водой с минерализацией 270 г/л, последовательно закачивают 15%-ный раствор отхода производства алкилирования (алюмохлорид), буферную жидкость с минерализацией 270 г/л, 0,05%-ный водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, буферную жидкость с минерализацией 270 г/л и 1%-ную глинистую суспензию с 0,1%-ным содержанием сшивающего агента - ацетата хрома. Растворы полиакриламида и глинистой суспензии приготовлены на воде с минерализацией 270 г/л. Далее закачивают вытесняющий агент - воду с минерализацией 270 г/л. Максимальный прирост нефтеотдачи после обработки составил 19,2%, а максимальный остаточный фактор сопротивления 9,5.
Пример 2. В модель неоднородного пласта, отмытого водой с минерализацией 260 г/л, последовательно закачивают 17%-ный раствор сульфата алюминия, буферную жидкость с минерализацией 260 г/л, 0,08%-ный водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, буферную жидкость с минерализацией 260 г/л и 2%-ную глинистую суспензию с 0,15%-ным содержанием сшивающего агента - хромокалиевыми квасцами. Растворы полиакриламида и глинистой суспензии приготовлены на воде с минерализацией 260 г/л. Далее закачивают вытесняющий агент - воду с минерализацией 260 г/л. Максимальный прирост нефтеотдачи после обработки составил 19,1%, а максимальный остаточный фактор сопротивления 9,4.
Пример 3. В модель неоднородного пласта, отмытого водой с минерализацией 251 г/л, последовательно закачивают 20%-ный раствор хлористого железа, буферную жидкость с минерализацией 251 г/л, 0,1%-ный водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, буферную жидкость с минерализацией 251 г/л и 4%-ную глинистую суспензию с 0,2%-ным содержанием сшивающего агента - бихромата калия. Растворы полиакриламида и глинистой суспензии приготовлены на воде с минерализацией 251 г/л. Далее закачивают вытесняющий агент - воду с минерализацией 251 г/л. Максимальный прирост нефтеотдачи после обработки составил 19,4%, а максимальный остаточный фактор сопротивления 9,7.
Пример 4 (известный способ - прототип)
В модель неоднородного пласта, отмытого водой с минерализацией 260 г/л, последовательно закачивают 20%-ный раствор отхода производства алкилирования (алюмохлорид), водный раствор частично гидролизованного полиакриламида 0,07%-ной концентрации, глинистую суспензию 2%-ной концентрации с 0,15% содержанием сшивающего агента - бихромата калия. Растворы полиакриламида и глинистой суспензии приготовлены на воде с минерализацией 130 г/л. В качестве буферной воды также используется вода с минерализацией 130 г/л. Далее закачивают вытесняющий агент - воду с минерализацией 130 г/л. Максимальный прирост нефтеотдачи после обработки составил 8,2%, а максимальный остаточный фактор сопротивления 3,5.
Из представленных данных следует, что предложенный способ по сравнению с прототипом имеет ряд преимуществ: остаточный фактор сопротивления в среднем выше в 2-3 раза и прирост коэффициента нефтеотдачи в среднем выше на 11,0%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в обводненный пласт водных растворов соли поливалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц с продвижением каждого реагента буферной водой и вытесняющего агента, отличающийся тем, что в пласт, обводненный пластовой водой с минерализацией выше 250 г/л, закачивают указанные растворы и суспензию, приготовленные на воде с минерализацией выше 250 г/л, используют в качестве соли поливалентного металла алюмохлорид или сульфат алюминия, или хлористое железо при 15-20% концентрации, в качестве буферной воды и вытесняющего агента - воду с минерализацией выше 250 г/л, а в указанную суспензию дополнительно вводят сшивающий агент.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004124549/03A RU2250989C1 (ru) | 2004-08-13 | 2004-08-13 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004124549/03A RU2250989C1 (ru) | 2004-08-13 | 2004-08-13 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2250989C1 true RU2250989C1 (ru) | 2005-04-27 |
Family
ID=35635945
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004124549/03A RU2250989C1 (ru) | 2004-08-13 | 2004-08-13 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2250989C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2528183C1 (ru) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2581070C1 (ru) * | 2015-02-19 | 2016-04-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта |
RU2744325C1 (ru) * | 2020-03-10 | 2021-03-05 | Александр Яковлевич Соркин | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
-
2004
- 2004-08-13 RU RU2004124549/03A patent/RU2250989C1/ru active
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2528183C1 (ru) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2581070C1 (ru) * | 2015-02-19 | 2016-04-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта |
RU2744325C1 (ru) * | 2020-03-10 | 2021-03-05 | Александр Яковлевич Соркин | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2627728B1 (en) | Water injection systems and methods | |
RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
RU2528183C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2250989C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
CN105385429A (zh) | 一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系及制备方法 | |
CN104179488B (zh) | 一种提高开发低渗透碳酸盐岩稠油油藏效果的方法 | |
CA3192523A1 (en) | A low ph-based oil recovery method for carbonate reservoirs | |
RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
RU2086757C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2657904C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2302518C2 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
RU2383725C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2266398C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
RU2039225C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
RU2138629C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2257463C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений | |
RU2304706C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2212529C1 (ru) | Способ регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта | |
RU2148160C1 (ru) | Способ регулирования проницаемости пласта | |
RU2211317C1 (ru) | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами | |
RU2382187C1 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
RU2060374C1 (ru) | Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20110304 |