RU2290504C1 - Method for controlling water-flooding front of oil formations - Google Patents
Method for controlling water-flooding front of oil formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2290504C1 RU2290504C1 RU2005124123/03A RU2005124123A RU2290504C1 RU 2290504 C1 RU2290504 C1 RU 2290504C1 RU 2005124123/03 A RU2005124123/03 A RU 2005124123/03A RU 2005124123 A RU2005124123 A RU 2005124123A RU 2290504 C1 RU2290504 C1 RU 2290504C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- water
- pressure
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing a watered oil reservoir, and may find application in increasing oil recovery of heterogeneous permeability and fractured formations.
Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта (патент РФ №2194158, МПК Е 21 В 43/22, 10.12.2002). По способу последовательно закачивают в зону изоляции пресную воду и раствор, содержащий жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) 0,1-10,0%, латекс (в пересчете на сухое вещество) 0,01-10,0%, воду остальное, пресную воду и раствор продавливают сточной водой в пласт с выдержкой в течение 24 часов. Предлагаемый способ обеспечивает селективное регулирование (снижение) проницаемости неоднородного пласта за счет образования латексно-силикатных комплексов. Однако известный способ недостаточно эффективен.A known method of regulating the development of a heterogeneous oil reservoir (RF patent No. 2194158, IPC E 21 In 43/22, 12/10/2002). According to the method, fresh water and a solution containing liquid glass (in terms of sodium silicate) of 0.1-10.0%, latex (in terms of dry substance) of 0.01-10.0% are sequentially pumped into the isolation zone, the rest is water , fresh water and the solution are squeezed with waste water into the reservoir with exposure for 24 hours. The proposed method provides selective control (reduction) of the permeability of a heterogeneous formation due to the formation of latex-silicate complexes. However, the known method is not effective enough.
Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава в виде водного раствора полимера и силиката натрия при изменении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке (патент РФ №2146002, МПК Е 21 В 43/22, 43/32, 27.02.2000). Водные растворы полимера и силиката натрия смешивают с водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л. Смесь закачивают оторочками с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более. Количество водорастворимого полимера уменьшают в пределах от 0,1 до 0,001 мас.%, а количество силиката натрия - в пределах от 10 до 0,1 мас.%, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас.%. В продуктивном пласте закачиваемая смесь фильтруется в высокопроницаемые обводненные зоны, в которых намывается в виде тампонов, отключающих от разработки эти зоны. В результате подключаются в разработку ранее незадействованные вытеснением зоны, что приводит к увеличению нефтеотдачи пластов. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Недостатком способа является то, что при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и намываются в высокопроницаемых зонах, однако прочность таких пробок низкая, и они быстро вымываются при последующем заводнении, что приводит к кратковременной эффективности способа. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.The closest in technical essence is a method of regulating the waterflooding front of oil reservoirs, which includes stopping at least one injection well and holding technological shutter speed to restore the current reservoir pressure in the near-wellbore zone, followed by pumping the rims that limit the filtering composition in the form of an aqueous polymer and silicate solution sodium when changing the injection pressure and changing the concentration of the composition in each rim (RF patent No. 2146002, IPC E 21 V 43/22, 43/32, 02.27.2000). Aqueous solutions of polymer and sodium silicate are mixed with water having a salinity of 15-180 g / l. The mixture is injected with rims with an increase in injection pressure of 0.5 MPa or more. The amount of water-soluble polymer is reduced in the range from 0.1 to 0.001 wt.%, And the amount of sodium silicate is in the range from 10 to 0.1 wt.%, Mineralized water makes up the rest to 100 wt.%. In the reservoir, the injected mixture is filtered into highly permeable waterlogged zones, in which it is washed in the form of tampons that disconnect these zones from development. As a result, previously uninvolved zones are connected to the development, which leads to an increase in oil recovery. As the water-soluble polymer, polyacrylamide or cellulose ethers are used. The disadvantage of this method is that when precipitated from aqueous solutions of sodium silicate in the presence of saline water, amorphous sodium silicates are formed, which are pumped into the well in the form of a colloidal system and are washed in highly permeable zones, however, the strength of such plugs is low and they are quickly washed out during subsequent flooding, which leads to short-term effectiveness of the method. As a result, oil recovery remains low.
Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в трещиноватых и неоднородных пластах созданием прочного гидроэкрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением.The technical result of the invention is to increase oil recovery by increasing the efficiency of water isolation in fractured and heterogeneous formations by creating a durable hydraulic screen that allows you to disable waterlogged zones from the development and connect oil-saturated, previously unused zones with subsequent flooding.
В способе регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающем остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава, содержащего полимер, силикат натрия, пресную и минерализованную воду, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, ограничивающий фильтрацию состав дополнительно содержит латекс, причем указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%:In a method for regulating the waterflooding front of oil reservoirs, including shutting down at least one injection well and holding a technological shutter speed to restore the current reservoir pressure in the near-wellbore zone of the well, followed by injecting the rims of the filtration-restricting composition containing polymer, sodium silicate, fresh and mineralized water, with an increase in injection pressure and a change in the concentration of the composition in each rim, the filter-limiting composition additionally contains latex, moreover the specified composition is obtained by mixing a composition containing, wt.%:
и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины.and mineralized water with a volume ratio varying within 1: 1-1: 30, and the injection pressure is increased by at least 1%, not exceeding the maximum allowable for each individual well.
При разработке нефтяных залежей высокопроницаемые нефтяные пласты быстро обводняются и рабочий агент не совершает полезной работы, в результате остаются неохваченными воздействием значительные запасы нефти. Предлагаемый способ решает задачу повышения выработки пластов.When developing oil deposits, highly permeable oil reservoirs are quickly flooded and the working agent does not do useful work, as a result, significant oil reserves remain unreached. The proposed method solves the problem of increasing the production of formations.
Сущность предложенияThe essence of the proposal
Определяют контур обводненности участка с нагнетательными скважинами и гидродинамически связанными с ними обводненными добывающими скважинами. Анализируют фактическую приемистость нагнетательной скважины, геолого-физические свойства пластов и физико-химические свойства пластовых флюидов. Анализируют показатели разработки участка. Выбирают и останавливают одну или несколько нагнетательных скважин до снижения пластового давления не менее чем на 3% при активно работающих добывающих скважинах, что предопределяет продавку дисперсной системы в высокопроницаемые обводненные зоны по гидродинамическим зонам между скважинами. По показателям разработки участка рассчитывают необходимый для закачки объем ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы.The contour of the water cut of the area with injection wells and hydrodynamically associated with them watered production wells is determined. The actual injectivity of the injection well, the geological and physical properties of the formations, and the physicochemical properties of the formation fluids are analyzed. Analyze the development indicators of the site. One or several injection wells is selected and stopped until the reservoir pressure decreases by at least 3% with actively operating production wells, which predetermines the disperse system flowing into highly permeable flooded zones along the hydrodynamic zones between the wells. According to the indicators of the development of the site, the volume of the composition restricting the filtration of the composition in the form of a dispersed system necessary for injection is calculated.
В наземных условиях непосредственно перед закачкой готовят ограничивающий фильтрацию состав. При этом в разбавленный раствор латекса вводят разбавленный раствор силиката натрия, затем добавляют раствор полимера или одновременно смешивают водные растворы исходных компонентов. В полученной композиции жидкое стекло способствует образованию комплексов латекса и не дает возможности мгновенно образовывать из латекса монолитный кусок сырой резины при контакте композиции с минерализованной водой, а раствор полимера увеличивает вязкость композиции и создает условия для достаточного времени закачки композиции в виде нерасслаивающейся дисперсной системы. Полученную композицию вводят в поток минерализованной воды, подаваемой под давлением при соотношении 1:(1-30), в результате происходит коагуляция (образование вязкоупругой системы) композиции, которая обладает стабильностью, достаточной для осуществления процесса подачи ее в эжектор. В эжекторе происходит дробление композиции на мелкие частицы, в результате образуется ограничивающий фильтрацию состав в виде дисперсной системы, где дисперсионная фаза - раздробленный на мелкие частицы коагулят композиции, а дисперсная среда - минерализованная вода с минерализацией выше 15 г/л. Свойства дисперсионной фазы можно регулировать от вязкопластичных до вязкоупругих путем изменения концентрации компонентов в системе в основном латекса. Дисперсная система подается в емкость, из которой закачивается насосным агрегатом в насосно-компрессорные трубы и продавливается в пласт. Ограничивающий фильтрацию состав в виде дисперсной системы закачивают оторочками (не менее одной) с изменяющимся давлением закачки не менее чем на 1% относительно начального и непревышающего предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины. При этом изменяют давление с изменением соотношения объемов композиции (дисперсионной фазы) к минерализованной воде от 1:1 до 1:30. В процессе закачки состава в скважину эластичные частицы проникают в поры неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов, деформируются и приобретают любые размеры согласно формы пор породы за счет слияния частиц дисперсной системы, образуя прочный гидроэкран, представляющий собой сплошную вязкую массу в виде тампона, и отключают из разработки эти участки. При достижении предельно допустимого давления закачки дисперсной системы для каждой скважины (при ограничении давления закачки без пакера) и при наличии пакера, не достигнув давления гидроразрыва пласта выше 95%, концентрацию дисперсной системы постепенно снижают, поддерживая достигнутое постоянное давление закачки. При закачке ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы должен соблюдаться режим медленного роста давления. Наилучшими условиями при закачке является тот факт, что продавка дисперсной системы в пласт должна производиться при минимальных давлениях, характерных для каждой индивидуально взятой скважины, чтобы она фильтровалась только в высокопроницаемые обводненные зоны.In terrestrial conditions, immediately prior to injection, a filter-limiting composition is prepared. At the same time, a dilute sodium silicate solution is introduced into the diluted latex solution, then a polymer solution is added, or aqueous solutions of the starting components are mixed at the same time. In the resulting composition, liquid glass promotes the formation of latex complexes and does not allow the instantaneous formation of a monolithic piece of crude rubber from latex upon contact of the composition with mineralized water, and the polymer solution increases the viscosity of the composition and creates conditions for sufficient time for the composition to be pumped in the form of an immiscible dispersed system. The resulting composition is introduced into the stream of mineralized water supplied under pressure at a ratio of 1: (1-30), as a result of coagulation (formation of a viscoelastic system) of the composition, which is stable enough to carry out the process of feeding it to the ejector. In the ejector, the composition is crushed into small particles, resulting in a filter-limiting composition in the form of a dispersed system, where the dispersion phase — coagulated by small particles — coagulates the composition, and the dispersed medium — mineralized water with salinity above 15 g / l. The properties of the dispersion phase can be adjusted from viscoplastic to viscoelastic by changing the concentration of the components in the system, mainly latex. The dispersed system is fed into the tank, from which it is pumped by the pumping unit into the tubing and forced into the reservoir. A filtering composition in the form of a disperse system is pumped with rims (at least one) with a variable injection pressure of at least 1% relative to the initial and non-exceeding maximum allowable for each individual well. In this case, the pressure is changed with a change in the ratio of the volume of the composition (dispersion phase) to mineralized water from 1: 1 to 1:30. In the process of injecting the composition into the well, elastic particles penetrate into the pores of heterogeneous permeability and fractured formations, deform and take on any size according to the shape of the pores of the rock due to the fusion of the particles of the dispersed system, forming a durable hydraulic screen, which is a continuous viscous mass in the form of a tampon, and disconnect from developing these sites. When the maximum permissible injection pressure of the dispersed system for each well is reached (with the injection pressure limited without a packer) and if the packer is present, without reaching the hydraulic fracturing pressure above 95%, the concentration of the dispersed system is gradually reduced, maintaining the achieved constant injection pressure. When pumping a filter-limiting composition in the form of a dispersed system, a mode of slow pressure growth must be observed. The best conditions for the injection are the fact that the dispersed system must be pushed into the formation at the minimum pressures characteristic of each individually taken well so that it is filtered only into highly permeable flooded zones.
Если рост давления при закачке дисперсии не наблюдается при заданной постоянной концентрации дисперсии, то необходимо постепенно повышать ее концентрацию с учетом вышеизложенного. Достигнув предельно допустимого давления закачки дисперсной системы, следует заменить ее на воду и при возможно высоких давлениях продавить дисперсию в пласт до снижения давления. Возможно резкое уменьшение давления закачки, что предопределяет возобновление закачки системы в пласт. Таких оторочек может быть от одной до нескольких. Ограничением является незначительное снижение давления при продавке системы водой. Затем подключают остановленные скважины в общий процесс разработки с последующей закачкой рабочего агента.If the pressure increase during the injection of the dispersion is not observed at a given constant concentration of the dispersion, then it is necessary to gradually increase its concentration, taking into account the foregoing. Having reached the maximum permissible injection pressure of the dispersed system, it should be replaced with water and at the highest possible pressures the dispersion should be pushed into the reservoir until the pressure decreases. A sharp decrease in the injection pressure is possible, which determines the resumption of the injection of the system into the reservoir. Such rims can be from one to several. The limitation is a slight decrease in pressure when pushing the system with water. Then, the shut-in wells are connected to the general development process with the subsequent injection of a working agent.
В результате повышается качество дисперсной системы, обеспечивается проникновение и образование сплошной вязкой массы во всем объеме в неоднородных и трещиноватых пластах, позволяющей отключить из разработки обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением, что приводит к повышению нефтеотдачи продуктивных пластов.As a result, the quality of the disperse system is improved, the penetration and formation of a continuous viscous mass in the entire volume in inhomogeneous and fractured formations is provided, which makes it possible to disconnect watered zones from the development and connect oil-saturated, previously unused zones by subsequent flooding, which leads to an increase in oil recovery of productive formations.
Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, и соответствии заявляемого решения критериям изобретения "новизна" и "изобретательский уровень".Analysis of the known similar solutions allows us to conclude that there are no signs similar to the distinctive features in the claimed method, and the compliance of the proposed solutions to the criteria of the invention of "novelty" and "inventive step".
В способе используют исходные компоненты:The method uses the source components:
- латекс (разбавляют пресной водой от 0,5 до 20,0%);- latex (diluted with fresh water from 0.5 to 20.0%);
- полимер (полиакриламид или эфиры целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлоза или оксиэтилцеллюлоза, растворяют в пресной воде с концентрацией от 0,1 до 2,0%);- a polymer (polyacrylamide or cellulose ethers, for example carboxymethyl cellulose or hydroxyethyl cellulose, is dissolved in fresh water with a concentration of from 0.1 to 2.0%);
- силикат натрия (жидкое стекло по ГОСТу 13078-81, ТУ 2145-015-13002578-94, ТУ 2145-014-13002578-94 и др., разбавляют пресной водой от 1,0 до 20,0%).- sodium silicate (water glass according to GOST 13078-81, TU 2145-015-13002578-94, TU 2145-014-13002578-94, etc., diluted with fresh water from 1.0 to 20.0%).
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Пример 1 (прототип). Нефтяная залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1700-1900 м, мощность пластов 3-6 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 36°С, пористость 18-22%, проницаемость 0,3-0,8 мкм2, плотность нефти в поверхностных условиях 0,8 г/см3, вязкость нефти в поверхностных условиях 5 мПа·с. Отбирают нефть через 100 добывающих скважин и закачивают рабочий агент через 30 нагнетательных скважин. Для осуществления способа выбрали одну нагнетательную скважину с приемистостью 380 м3/сутки при давлении 6 МПа. Толщина пластов 4,6 м (два пропластка).Example 1 (prototype). Oil reservoir with the following characteristics: depth 1700-1900 m, reservoir thickness 3-6 m, reservoir pressure 15 MPa, reservoir temperature 36 ° C, porosity 18-22%, permeability 0.3-0.8 μm 2 , oil density under surface conditions 0.8 g / cm 3 ; oil viscosity under surface conditions 5 MPa · s. Oil is taken through 100 production wells and a working agent is pumped through 30 injection wells. To implement the method, one injection well was selected with an injection rate of 380 m 3 / day at a pressure of 6 MPa. The thickness of the layers is 4.6 m (two layers).
Скважину останавливают на 6 суток, промывают, спускают насосно-компрессорные трубы. Готовят раствор полимера с концентрацией 0,375% и раствор силиката натрия с концентрацией 20%, минерализованная вода с минерализацией 100 г/л.The well is stopped for 6 days, washed, and tubing pipes are lowered. Prepare a polymer solution with a concentration of 0.375% and a solution of sodium silicate with a concentration of 20%, saline water with a salinity of 100 g / L.
Смесь раствора полимера и силиката натрия закачивают двумя оторочками в объеме по 1000 м3, переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа. В каждой последующей оторочке уменьшают количество полимера от 0,1 до 0,07% и силиката натрия от 8 до 1%. Общая приемистость скважины после закачки смеси компонентов составила 250 м3/сутки при давлении 7,0 МПа. Результаты исследований показали, что произошло перераспределение закачиваемой воды по пластам. В результате работ обводненность близлежащих добывающих скважин снизилась на 3-5%, дополнительная добыча нефти по участку за время проявления эффективности изоляции составила 600 т.A mixture of a polymer solution and sodium silicate is pumped with two rims in a volume of 1000 m 3 , the transition from one rim to another is carried out with an increase in injection pressure by 0.5 MPa. In each subsequent rim, the amount of polymer is reduced from 0.1 to 0.07% and sodium silicate from 8 to 1%. The total injectivity of the well after injection of the mixture of components was 250 m 3 / day at a pressure of 7.0 MPa. The research results showed that there was a redistribution of injected water in the reservoirs. As a result of the work, the water cut of nearby producing wells decreased by 3-5%, the additional oil production in the area during the manifestation of the effectiveness of isolation amounted to 600 tons.
Пример 2 (предлагаемый способ). В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с двумя нагнетательными скважинами и 10 добывающими скважинами. Отбор нефти ведется через добывающие скважины, а закачка рабочего агента через нагнетательные скважины.Example 2 (the proposed method). A site with two injection wells and 10 production wells was selected as the object of pilot industrial work. Oil is extracted through production wells, and the working agent is pumped through injection wells.
Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,89 мкм2, нефтенасыщенностью 84,4%, пористостью 22%, нефтенасыщенная толщина 5,0-6,3 м. Среднесуточный дебит нефти на 1 добывающую скважину 2,6 т (0,2-9,8), средняя обводненность добываемой жидкости 90% (от 60 до 99). Плотность закачиваемой в скважину воды 1,1 г/см3. Приемистость нагнетательных скважин: 380 м3/сут при давлении 6,0 МПа и 240 м3/сутки при давлении 5,0 МПа. Пластовое давление в районе нагнетательных скважин составляет 19,1 и 18,9 МПа. Скважины останавливают для снижения пластового давления до 16,8 (12%) и 18,1 (4,2%) МПа. Для первой нагнетательной скважины, согласно анализу разработки участка, рекомендовано приготовить композицию в объеме 36 м3. В нагнетательную скважину закачивают оторочками 456 м3 ограничивающий фильтрацию состав в виде дисперсной системы. При этом израсходовали 420 м3 минерализованной воды, содержащей 148 г/л солей. Для приготовления ограничивающего фильтрацию состава использовали:The strata are represented by terrigenous reservoirs, permeability 0.89 μm 2 , oil saturation 84.4%, porosity 22%, oil saturated thickness 5.0-6.3 m. The average daily oil production rate per 1 production well is 2.6 tons (0.2-9 , 8), the average water cut of the produced fluid is 90% (from 60 to 99). The density of water injected into the well 1.1 g / cm 3 . The injectivity of injection wells: 380 m 3 / day at a pressure of 6.0 MPa and 240 m 3 / day at a pressure of 5.0 MPa. The reservoir pressure in the area of injection wells is 19.1 and 18.9 MPa. Wells are stopped to reduce reservoir pressure to 16.8 (12%) and 18.1 (4.2%) MPa. For the first injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare the composition in a volume of 36 m 3 . In the injection well, 456 m 3 rims of filtration-restricting composition in the form of a disperse system are pumped with rims. In this case, 420 m 3 of mineralized water containing 148 g / l of salts were consumed. To prepare a filter-limiting composition, the following was used:
Латекс марки СКС-65 ГП (ГОСТ 10564-75, 47% раствор) в количестве 3,6 т (7,66 м3);SCS-65 GP latex (GOST 10564-75, 47% solution) in the amount of 3.6 t (7.66 m 3 );
Полиакриламид марки Alcoflood 1175A в количестве 0,072 т;Polyacrylamide grade Alcoflood 1175A in an amount of 0.072 tons;
Силикат натрия (жидкое стекло ГОСТ 13078-81) в количестве 7,9 т (5,8 м3).Sodium silicate (water glass GOST 13078-81) in an amount of 7.9 tons (5.8 m 3 ).
Латекс в объеме 7,66 м3 при перемешивании разбавляют пресной водой до 21 м3. Готовят раствор полиакриламида (ПАА) в количестве 9 м3 (0,072 т ПАА растворяют при перемешивании в 9 м3 пресной воды). Жидкое стекло в объеме 5,8 м3 разбавляют пресной водой до 6 м3.Latex in a volume of 7.66 m 3 with stirring is diluted with fresh water to 21 m 3 . Prepare a solution of polyacrylamide (PAA) in an amount of 9 m 3 (0,072 tons of PAA are dissolved with stirring in 9 m 3 of fresh water). Liquid glass in a volume of 5.8 m 3 is diluted with fresh water to 6 m 3 .
Разбавленные растворы латекса, полиакриламида и жидкого стекла сливают в один поток в соотношении 7:3:2 с образованием композиции, которую постоянно подают в поток минерализованной воды и далее в эжектор. Композиция в минерализованной воде коагулирует с образованием дисперсных частиц. Получают 36 м3 композиции с концентрацией латекса 10,0%, полиакриламида 0,2% и жидкого стекла (по содержанию гидроокиси кремния) 5,0%.Diluted solutions of latex, polyacrylamide and water glass are poured into a single stream in a ratio of 7: 3: 2 to form a composition that is constantly fed into a stream of mineralized water and then into the ejector. The composition in saline water coagulates to form dispersed particles. Get 36 m 3 composition with a concentration of latex 10.0%, polyacrylamide 0.2% and water glass (by the content of silicon hydroxide) 5.0%.
В нагнетательную скважину закачивают три оторочки состава при увеличении давления закачки от 16 до 50% с уменьшающейся концентрацией дисперсионной фазы к минерализованной воде от 1:6 до 1:18.Three rims of the composition are pumped into the injection well with an increase in injection pressure from 16 to 50% with a decreasing concentration of the dispersion phase to mineralized water from 1: 6 to 1:18.
Первая оторочка в объеме 84 м содержала 12 м композиции и 72 м минерализованной воды (1:6). При закачке первой оторочки давление закачки увеличилось с 6,0 до 7,0 МПа. Допустимое давление на эксплуатационную колонну было ограничено до 9,0 МПа, поэтому во второй оторочке концентрация дисперсионной фазы была уменьшена.The first rim in a volume of 84 m contained 12 m of composition and 72 m of mineralized water (1: 6). During the injection of the first rim, the injection pressure increased from 6.0 to 7.0 MPa. The permissible pressure on the production casing was limited to 9.0 MPa, therefore, in the second rim, the concentration of the dispersion phase was reduced.
Вторая оторочка в объеме 144 м3 содержала 12 м3 композиции и 132 м3 минерализованой воды (1:11). При закачке второй оторочки давление нагнетания увеличилось до 8,0 МПа.The second rim in a volume of 144 m 3 contained 12 m 3 of composition and 132 m 3 of mineralized water (1:11). During the injection of the second rim, the discharge pressure increased to 8.0 MPa.
Третья оторочка в объеме в 228 м3 содержала 12 м3 композиции и 216 м3 минерализованной воды (1:18). При закачке третьей композиции в скважину и продавке ее в пласт давление достигло 9,0 МПа, которое предопределило окончание воздействия и продавку состава в пласт водой в объеме 20 м3 с последующим возобновлением заводнения. Концентрация дисперсионной фазы в дисперсной системе уменьшалась в каждой оторочке соответственно: 14,3%, 8,3%, 5,3% (от 1:6 до 1:18).The third rim in a volume of 228 m 3 contained 12 m 3 of composition and 216 m 3 of mineralized water (1:18). When the third composition was injected into the well and pushed into the formation, the pressure reached 9.0 MPa, which predetermined the end of the impact and the composition was pushed into the formation with water in a volume of 20 m 3 followed by the resumption of flooding. The concentration of the dispersion phase in the disperse system decreased in each rim, respectively: 14.3%, 8.3%, 5.3% (from 1: 6 to 1:18).
Приемистость скважины уменьшилась до 200 м3/сут при давлении 9,0 МПа.The injectivity of the well decreased to 200 m 3 / day at a pressure of 9.0 MPa.
Одновременно или последовательно проводят внедрение способа во вторую нагнетательную скважину с использованием тех же исходных компонентов, но с другой концентрацией. Ограничивающий фильтрацию состав делят на 4 оторочки. Концентрация в композиции латекса составила 15%, жидкого стекла 2%, плиакриламида 0,005%. Объем закачанного ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы составил 480 м3, содержащей 40 м3 композиции. Концентрация дисперсионной фазы в дисперсной среде уменьшалась соответственно: 16,7%, 9,1%, 6,25%, 5,3%. Соотношение объемов композиции (дисперсионной фазы) к минерализованной воде составило от 1:5 до 1:18. Давление при закачке в скважину и продавке в пласт ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы увеличивают с 5,0 до 9,5 МПа, то есть от 20 до 90%At the same time or sequentially, the method is introduced into the second injection well using the same starting components, but with a different concentration. Limiting the filtration composition is divided into 4 rims. The concentration in the composition of latex was 15%, water glass 2%, pliacrylamide 0.005%. The volume of the injected filter-limiting composition in the form of a dispersed system was 480 m 3 containing 40 m 3 of composition. The concentration of the dispersion phase in the dispersed medium decreased, respectively: 16.7%, 9.1%, 6.25%, 5.3%. The ratio of the volume of the composition (dispersion phase) to saline water ranged from 1: 5 to 1:18. The pressure during injection into the well and injection into the formation of a filtering-limiting composition in the form of a disperse system is increased from 5.0 to 9.5 MPa, i.e. from 20 to 90%
(В таблице участок 1).(In the table, plot 1).
Результаты исследований показали перераспределение фронта заводнения по пластам с подключением в работу нефтенасыщенных зон, ранее не задействованных заводнением. В результате получено дополнительно 9600 т нефти за счет снижения обводненности добываемой жидкости путем изоляции притока вод в неоднородных пластах созданием прочного гидроэкрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны.The research results showed the redistribution of the waterflooding front over the strata with the inclusion of oil-saturated zones previously not involved in waterflooding. As a result, an additional 9600 tons of oil was obtained by reducing the water content of the produced fluid by isolating the influx of water in heterogeneous formations by creating a durable hydraulic screen that allows you to turn off waterlogged zones from development.
В таблице приведены результаты опытных работ предлагаемого способа на семи участках. Из таблицы видно, что при закачке каждой оторочки состава в виде дисперсионной системы в нагнетательную скважину происходит повышение давления закачки, что предопределяет исключение из работы обводненных высокопроницаемых зон. Дополнительная добыча нефти получена за счет подключения в разработку ранее незадействованных нефтенасыщенных пропластков.The table shows the results of experimental work of the proposed method in seven areas. The table shows that when each rim of the composition in the form of a dispersion system is injected into the injection well, the injection pressure increases, which predetermines the exclusion from the work of irrigated highly permeable zones. Additional oil production was obtained by connecting previously unused oil-saturated layers to the development.
Применение предлагаемого способа позволит повысить нефтеотдачу за счет регулирования фронта заводнения нефтяных пластов в различных геолого-физических условиях их залегания как при очаговом, так и при площадном заводнении.The application of the proposed method will improve oil recovery by regulating the waterflooding front of oil reservoirs in various geological and physical conditions of their occurrence in both focal and areal flooding.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005124123/03A RU2290504C1 (en) | 2005-07-28 | 2005-07-28 | Method for controlling water-flooding front of oil formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005124123/03A RU2290504C1 (en) | 2005-07-28 | 2005-07-28 | Method for controlling water-flooding front of oil formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2290504C1 true RU2290504C1 (en) | 2006-12-27 |
Family
ID=37759836
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005124123/03A RU2290504C1 (en) | 2005-07-28 | 2005-07-28 | Method for controlling water-flooding front of oil formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2290504C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451168C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for control of flooding area of oil formations |
| RU2526943C1 (en) * | 2013-04-16 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский национальный исследовательский технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КНИТУ") | Compound for control of development of inhomogeneous oil stratum |
-
2005
- 2005-07-28 RU RU2005124123/03A patent/RU2290504C1/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451168C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for control of flooding area of oil formations |
| RU2526943C1 (en) * | 2013-04-16 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский национальный исследовательский технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КНИТУ") | Compound for control of development of inhomogeneous oil stratum |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2285785C1 (en) | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| CN106867486A (en) | A kind of frothy gel well workover method for increasing made with water blockoff connection and its application | |
| US7032669B2 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| RU2290504C1 (en) | Method for controlling water-flooding front of oil formations | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| RU2321733C1 (en) | Method to control injection well injectivity profile | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2146002C1 (en) | Method adjusting front of flooding of oil pools | |
| RU2608137C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil formation | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2518615C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation (versions) | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2136872C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| CN112901110A (en) | Method for temporary blocking diversion fracturing by salinity response type emulsion | |
| RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
| EP2764069A1 (en) | Method for extracting petroleum from an underground deposit | |
| RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2381251C1 (en) | Oil displacement composition | |
| RU2361898C1 (en) | Composition for regulating permeability of water flushed intervals of oil reservoir |