RU2279540C1 - Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта - Google Patents
Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2279540C1 RU2279540C1 RU2005107871/03A RU2005107871A RU2279540C1 RU 2279540 C1 RU2279540 C1 RU 2279540C1 RU 2005107871/03 A RU2005107871/03 A RU 2005107871/03A RU 2005107871 A RU2005107871 A RU 2005107871A RU 2279540 C1 RU2279540 C1 RU 2279540C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aqueous solution
- water
- calcium chloride
- surfactant
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. Техническим результатом изобретения является увеличение охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов пласта, увеличение приемистости нагнетательных скважин, ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи и, как следствие, увеличение нефтеотдачи пласта. В способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента - воды, используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %: ПАА 0,1 - 0,5, сшиватель - ацетат хрома 0,01 - 0,05, вода остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций - водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0 - 5,0, хлористый кальций 1,5 - 3,5, вода - остальное. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт раствора полимерного материала со сшивателем и суспензию дисперсных систем (Патент РФ № 1731942, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1992 г.). Известный способ имеет низкую эффективность вследствие малой устойчивости сшитой полимерной системы за счет синерезиса.
Известен способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (Патент РФ №2169258, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 2001 г.), включающем закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды. Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон пласта.
Наиболее близким к заявленному по технической сущности и достигаемому эффекту (прототипом) является способ разработки неоднородной залежи углеводородов (Пат. РФ № 2167280, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 2001 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерного раствора и последующее нагнетание вытесняющего агента. Известный способ малоэффективен при разработке месторождений с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами.
Задачей данного изобретения является повышение нефтеотдачи пластов, имеющих преимущественно глинистый тип цемента, высокое содержание глинистых минералов (аргиллиты, алевролиты), низкую проницаемость, большую удельную поверхность и гидрофильный характер смачивания. К таким коллекторам относятся юрские пласты.
Для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти юрских отложений месторождений Западной Сибири разработан и предложен способ комплексного воздействия на нефтяную залежь. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа путем увеличения охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов пласта, увеличения приемистости нагнетательных скважин, ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи и, как следствие, увеличение нефтеотдачи пласта.
В способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента - воды, используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %: ПАА 0,1-0,5, сшиватель - ацетат хрома 0,01-0,05, вода - остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций - водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0-5,0, хлористый кальций 1,5-3,5, вода - остальное.
Используют массовые проценты.
В качестве неионогенного ПАВ используют оксиэтилированные алкилфенолы марки неонол, например АФ9-12, ОП-10 по ТУ 2483-077-05766801-98, или продукты, содержащие их, например марок СНО-ЗБ, СНО-4Д и др. В качестве гелеобразующей композиции используют сшитую полимерную систему (СПС): полиакриламид марки ДП-9-8177 и сшиватель ацетат хрома по ТУ 2499-001-50635131-00. В качестве минерализованной воды для растворения НПАВ используют соль - кальций хлористый по ГОСТ 450-77.
В способе используется способность системы соль кальция - вода - НПАВ непосредственно в пласте генерировать сшитую полимерную систему. В пласт закачивают одновременно минерализованный раствор НПАВ, уменьшающий набухание глинистого цемента коллектора и увеличивающий приемистость призабойной зоны пласта, и гелеобразующую композицию-раствор полиакриламида и сшивателя. За счет тепловой энергии пласта происходит сшивка макромолекул полимера. Время гелеобразования зависит от температуры пласта и соотношения компонентов. Затем закачивают минерализованный раствор НПАВ, закачивают в пласт воду системы ППД в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на 6-12 часов на реагирование. После этого скважину переводят на заводнение системы ППД.
Способ позволяет с помощью комбинированного воздействия на залежь гелеобразующей и нефтевытесняющей композициями эффективно перераспределять фильтрапионные потоки пластовых флюидов и вовлечь в разработку пласты, ранее не охваченные заводнением.
Реализация данного способа позволит снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебит нефти.
В отличие от известных способов воздействия на залежь указанные гелеобразующая и нефтевытесняющая композиции в данном способе обладают взаимодополняющими составом с физико-химическими свойствами, приводящими к синергетическому усилению их функций. Новый способ эффективен для повышения нефтеотдачи низкопроницаемых, неоднородных залежей как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Композиция способна снижать фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, уменьшать остаточную нефтенасыщенность, снижать набухаемость глин (глинистого цемента коллектора), деструктировать межфазовые слои на границе нефть-порода-вода.
Таким образом, заявляемый способ позволяет добиться нового неожиданного результата, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень".
Оценку эффективности заявляемого способа и способа - прототипа проводят в лабораторных условиях по следующим показателям: степени снижения набухаемости глинистых частиц песчаника, остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтевытеснения.
Песчаники нефтеносных отложений в своем составе содержат глинистую фракцию. Для юрских отложений, в частности, Коттынского нефтяного месторождения, содержание глин значительное и составляет более 10%. Движущаяся через такой глинистый песчаник нефтевытесняющая опресненная вода вызывает набухание глинистых частиц, а также их разрушение (кольматаж и суффозию), что может привести к закупорке наиболее суженных поровых водопроводящих каналов пласта и тем самым снизить приемистость нагнетательных скважин, что в свою очередь может привести к снижению темпов разработки залежи. Эффективность работ при добычи нефти на поздней стадии разработки в значительной степени зависит от использования растворов, которые не способствуют набуханию глинистых материалов в породе.
На основании теоретических соображений были проведены эксперименты по подбору растворов реагентов, не вызывающих сильного набухания глинистых частиц.
Полученная путем отмучивания из песчаников глина, а также глина из пропластков растиралась в ступке и просеивалась через сито 0,1 мм. Навеска такой глины помещалась в аппарат для определения объемного изменения глины при фильтрации жидкостей.
Утрамбованный глинистый порошок под действием капиллярных сил впитывает в себя воду (раствор различного содержания солей), подаваемую на дно стаканчика и поступающую через пористое донышко прибора. Под действием воды глина увеличивает свой объем, что регистрируется стрелкой индикатора. Коэффициент набухания (К) определяют из отношения объемов набухших частиц глинистой породы (Vн1) к начальному объему глинистых частиц (Vo1)
где ΔV1 - объем воды, израсходованный при набухании пробы на увеличение объема частиц глины.
Результаты экспериментов представлены в табл.1.
Таблица 1 | ||||
Глина | % набухания | |||
раствор хлорида кальция (3,5%) | вода | |||
γ=1,0 г/см3 | γ=1,006 г/см3 | γ=1,02 г/см3 | ||
Опыт №1 | 7 | 247 | 128 | 75 |
Опыт №2 | 5 | 241 | 135 | 79 |
Опыт №3 | - | 249 | 249 | 68 |
γ - удельный вес воды. |
Полученные величины набухания образцов пластовой глины Коттынского месторождения показывают, что при контакте с минерализованной водой (раствор CaCl2) она остается в относительно стабильном состоянии и в меньшей степени подвергается набуханию, по сравнению с пресной и слабоминерализованной водой.
Таким образом, чтобы уменьшить снижение приемистости нагнетательных скважин в способе предложено закачивать минерализованные растворы НПАВ.
Важнейший параметр, определяющий способность реагентов к водоизолирующему действию - остаточный фактор сопротивления (Rост) определяют по изменению проницаемости при фильтрации закачиваемых реагентов через нефтенасыщенную модель пласта, представленную дезинтегрированным песчаником Коттынского месторождения. По величине Rост судят о водоизолирующих свойствах образующихся систем: чем больше Rост, тем выше изолирующие свойства ее и, следовательно, эффективнее способ разработки.
В табл.2 приведены результаты фильтрационных исследований при закачке НПАВ на растворе хлористого кальция, водных растворов ПАА с ацетатом хрома, НПАВ на растворе хлористого кальция. Затем закачивают вытесняющий агент (воду).
Результаты фильтрационных опытов показывают, что остаточный фактор сопротивления, коэффициент нефтевытеснения и прирост коэффициента нефтевытеснения у предлагаемого способа выше, чем у прототипа (опыт 1-4, табл.2).
Пример конкретного выполнения.
Нефтяную залежь разрабатывают по следующим характеристикам: глубина залегания 2500 м, толщина пласта 3-5 м, пластовое давление 23,0 МПа, температура 80°С. пористость 17%, проницаемость 0,0065-0,0968 мкм2, плотность нефти в поверхностных условиях 0,850 г/см3, вязкость нефти 9,2 мПа·с.
В промысловых условиях технологический процесс осуществляется следующим образом.
В одну емкость (25 м3) набирается расчетное количество сеноманской воды и при постоянном перемешивании подается расчетное количество хлористого кальция и НПАВ. В другой емкости (25 м3) готовится раствор полимера и сшивателя. Оба раствора одновременно параллельными потоками закачивают при помощи двух агрегатов ЦА-320 в нагнетательную скважину. В процессе закачки происходит полное смешение жидкостей с образованием гелеобразующего состава, который продавливается в пласт следующей порцией раствора НПАВ на хлористом кальции и закачиваемой водой (10-15 м3). Затем скважину останавливают на 6-12 часов, после чего пускают на заводнение системы ППД. Оптимальный объем закачки выбирается в зависимости от толщины пласта, удаления промытых зон и определяется по общепринятым методикам, исходя из фильтрационно-емкостных и геологических особенностей пласта.
Предлагаемый способ позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет малой набухаемости глинистых частичек коллектора, создания объемных водоизолирующих экранов с улучшенными технологическими параметрами: комбинированное воздействие на залежь гелеобразующей и нефтевытесняющей композициями, эффективное перераспределение фильтрационных потоков пластовых флюидов, вовлечения в разработку пропластков, ранее не охваченных заводнением; снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебит нефти.
Claims (1)
- Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента - воды, отличающийся тем, что используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %:
ПАА 0,1 - 0,5 Сшиватель - ацетат хрома 0,01 - 0,05 Вода Остальное а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, - водный раствор состава, %:Неионогенное ПАВ 1,0 - 5,0 Хлористый кальций 1,5 - 3,5 Вода Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005107871/03A RU2279540C1 (ru) | 2005-03-21 | 2005-03-21 | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005107871/03A RU2279540C1 (ru) | 2005-03-21 | 2005-03-21 | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2279540C1 true RU2279540C1 (ru) | 2006-07-10 |
Family
ID=36830723
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005107871/03A RU2279540C1 (ru) | 2005-03-21 | 2005-03-21 | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2279540C1 (ru) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2487235C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненного карбонатного пласта |
RU2586337C1 (ru) * | 2015-02-03 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины |
RU2592005C1 (ru) * | 2015-06-29 | 2016-07-20 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Способ разработки залежей нефти |
RU2627799C1 (ru) * | 2016-06-06 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым многостадийным гидроразрывом |
RU2655258C2 (ru) * | 2017-02-08 | 2018-05-24 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Способ обработки нагнетательных скважин |
RU2725205C1 (ru) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
RU2789897C1 (ru) * | 2022-09-13 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
-
2005
- 2005-03-21 RU RU2005107871/03A patent/RU2279540C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2487235C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненного карбонатного пласта |
RU2586337C1 (ru) * | 2015-02-03 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины |
RU2592005C1 (ru) * | 2015-06-29 | 2016-07-20 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Способ разработки залежей нефти |
RU2627799C1 (ru) * | 2016-06-06 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым многостадийным гидроразрывом |
RU2655258C2 (ru) * | 2017-02-08 | 2018-05-24 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Способ обработки нагнетательных скважин |
RU2725205C1 (ru) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
RU2789897C1 (ru) * | 2022-09-13 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
WO2005045186A1 (en) | Method of completing poorly consolidated formations | |
US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration | |
RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
Sedaghat et al. | Aspects of alkaline flooding: oil recovery improvement and displacement mechanisms | |
RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
RU2616893C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
RU2169256C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
RU2322582C2 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2530007C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2307146C2 (ru) | Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
RU2811129C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков | |
Nurmayanti et al. | The effect of clay content in the adsorption of surfactant by reservoir rock in the enhanced oil recovery process | |
RU2386664C1 (ru) | Состав для увеличения добычи нефти | |
RU2164589C1 (ru) | Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
RU2058479C1 (ru) | Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов | |
RU2302519C2 (ru) | Способ регулирования проницаемости обводненного неоднородного нефтяного пласта | |
RU2266398C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100322 |