RU2354814C2

RU2354814C2 - Method for development of non-uniform oil deposit

Info

Publication number: RU2354814C2
Application number: RU2007117793/03A
Authority: RU
Inventors: Алексей Васильевич Сорокин (RU); Алексей Васильевич Сорокин; Виталий Викторович Косенко (RU); Виталий Викторович Косенко
Original assignee: Алексей Васильевич Сорокин; Виталий Викторович Косенко
Priority date: 2007-05-14
Filing date: 2007-05-14
Publication date: 2009-05-10
Also published as: RU2007117793A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention is related to oil production industry and may be used in development of oil deposit with severe zonal or bed non-uniformity by means of its waterflooding. Method includes supply of pressurised working substance in deposit, and this working substance displaces oil, and then produce is withdrawn through production wells. According to invention, working substance used is heterogeneous gas-liquid foam system based on water with addition of soda amount equimolar in rigidity and addition of powdery solid phase in amount of 0.2-0.5 wt % from water weight. At that gas ratio in foam system is accepted in range of values of (4.6 - 9.9) P_b, where P_b is bed pressure. Mentioned solid phase contains 2-5% from weight of powdery solid phase of particles with dispersion of 0.8-12 millimicron.

EFFECT: increased method efficiency due to increased action coverage of deposit.

1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи с сильно выраженной зональной или пластовой неоднородностью путем ее заводнения.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits with a pronounced zonal or reservoir heterogeneity by its flooding.

По объему применения метод заводнения в нашей стране относится к одним из основных при добыче нефти. Однако к настоящему времени возможности обычного заводнения практически исчерпаны. Методу свойственны недостатки, заключающиеся в прорывах нагнетаемой воды к добывающим скважинам по наиболее проводящим каналам. В итоге нефть, извлекаемая из залежи через эксплуатационные скважины, быстро обводняется, коэффициент ее извлечения снижается.In terms of application, the waterflooding method in our country is one of the main ones in oil production. However, by now the possibilities of conventional water flooding are almost exhausted. The method is characterized by drawbacks consisting in breakthroughs of injected water to production wells through the most conductive channels. As a result, oil extracted from the reservoir through production wells is quickly flooded, and its recovery rate decreases.

Известен способ разработки неоднородной залежи нефти путем ее заводнения через нагнетательные скважины с отбором нефти через добывающие скважины и одновременным волновым воздействием на залежь упругими колебаниями, которые генерируют в эксплуатационных скважинах (см., например, а.с.№1710709, 1992).There is a method of developing an inhomogeneous oil reservoir by flooding it through injection wells with oil withdrawal through production wells and simultaneous wave action on the reservoir by elastic vibrations generated in production wells (see, for example, AS No. 1710709, 1992).

Недостатком известного способа является его малая эффективность ввиду ограниченности воздействия на залежь и, в ряде случаев, большие энергетические затраты на обработку залежи.The disadvantage of this method is its low efficiency due to the limited impact on the reservoir and, in some cases, high energy costs for processing the reservoir.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата залежи воздействием.The technical result of the present invention is to increase the efficiency of the method by increasing the coverage of the reservoir by exposure.

Технический результат достигается тем, что способ разработки неоднородной залежи нефти включает подачу в залежь под давлением рабочего агента, вытесняющего нефть, и отбор продукции через добывающие скважины, при этом в качестве рабочего агента используют гетерогенную газожидкостную пенную систему на основе воды с добавкой эквимолярного по жесткости количества соды и добавкой порошкообразной твердой фазы в количестве 0,2-0,5 вес.% от веса воды, при этом кратность газа в пенной системе принимают в диапазоне значений (4,6-9,9) Р_пл, где Р_пл - пластовое давление, а упомянутая твердая фаза содержит 2-5% от веса порошкообразной твердой фазы частиц с дисперсностью 0,8-12 нм.The technical result is achieved by the fact that the method of developing a heterogeneous oil reservoir includes feeding a working agent displacing oil into the reservoir under pressure and selecting products through production wells, using a heterogeneous gas-liquid foam system based on water with the addition of an amount of equimolar hardness . ash and the additive powder solids in an amount of 0.2-0.5% by weight by weight of water, wherein the multiplicity of gas in the foam system take values in the range (4,6-9,9) R _mp where _mp F - pla -quantum pressure, and said solid phase comprises 2-5% by weight of powdered solid particles with dispersion 0,8-12 nm.

Сущность изобретения заключается в том, что при продолжительном одностороннем действии силы при подаче рабочего агента этот агент, в частности вода, прорывается по широким каналам, оставив в центре застойный (не вытесненный) целик нефти. Свободное течение нефти происходит только в достаточно широких каналах. В узких же капиллярах граница воды и нефти переместится в очень незначительной степени или вообще не переместится. Это объясняется гидрофильностью большинства нефтеносных пород (лучше смачиваются водой, чем нефтью). При вытеснении нефтью воды из капилляров сопротивление от капиллярного натяжения будет больше, чем при вытеснении водой нефти. Значительным резервом увеличения нефтеотдачи залежи, а также сокращения времени разработки залежи является применение технологии, предусматривающей дополнительные мероприятия по обработке рабочего агента, вытесняющего нефть, или применению специального рабочего агента. Для этого в качестве дополнительной меры по выравниванию фронта вытеснения при заводнении используют гетерогенные газожидкостные пенные системы. Эти системы зачастую готовят на подтоварной воде или попутной воде, или любой другой воде, которая может быть жесткой и даже аномально жесткой. В рамках применяемой технологии предусматривают производить умягчение воды непосредственно на устье нагнетательной скважины и использовать воду любой жесткости. Для этого предусматривают вводить в вытесняющий рабочий агент на основе воды добавки эквимолярного по жесткости количества соды. Для повышения устойчивости гетерогенных пенных систем предусматривают добавку в них порошкообразной (дисперсной) твердой фазы в количестве 0,2-0,5 вес.% от веса жидкой фазы (например, воды).The essence of the invention lies in the fact that with a prolonged unilateral action of force when a working agent is supplied, this agent, in particular water, breaks through wide channels, leaving a stagnant (not displaced) pillar of oil in the center. The free flow of oil occurs only in fairly wide channels. In narrow capillaries, the border of water and oil will move to a very insignificant degree or not to move at all. This is explained by the hydrophilicity of most oil-bearing rocks (they are better wetted by water than oil). When oil displaces water from capillaries, the resistance to capillary tension will be greater than when oil displaces water. A significant reserve for increasing oil recovery, as well as reducing the time for developing a deposit, is the use of technology that provides for additional measures for processing a working agent that displaces oil, or the use of a special working agent. To this end, heterogeneous gas-liquid foam systems are used as an additional measure to level out the displacement front during flooding. These systems are often prepared with commercial water or associated water, or any other water that can be tough and even abnormally tough. In the framework of the applied technology, it is planned to soften water directly at the mouth of the injection well and use water of any hardness. For this, it is envisaged to introduce an amount of soda of an equimolar stiffness additive into the displacing working agent based on water. To increase the stability of heterogeneous foam systems, they are supplemented with a powdered (dispersed) solid phase in an amount of 0.2-0.5 wt.% Of the weight of the liquid phase (for example, water).

При этом кратность газа в пенной системе принимают в диапазоне значений (4,6-9,9) Р_пл, где Р_пл - пластовое давление. В этом случае проявляется дополнительный эффект проявления вязкоупругих свойств применяемой пенной системы не только в порах, но и каналах типа трещин, свойственных карбонатным залежам. Дополнительную устойчивость пенным системам обеспечивает наличие в них порошкообразной твердой фазы, дифференцированной по размеру - крупности. В предусмотренных количествах порошкообразной твердой фазы (0,2-0,5 вес.% от веса жидкой фазы) желательно содержание 2-5 вес.% (от веса порошкообразной твердой фазы) частиц с дисперсностью 0,8-12 нм для повышения бронирующих свойств оболочек пены. Порошкообразная твердая фаза в целом повышает структурно-механические свойства гетерогенных газожидкостных систем за счет их распределения на границе раздела фаз. Наличие в порошкообразной твердой фазе частиц разной крупности исключает образование резких переходов на границах соприкосновения твердого тела, жидкости и газа и кратно (как новый эффект) увеличивает устойчивость пенной системы при приведенных выше соотношениях по содержанию твердой фазы и кратности газа в пенной системе. В качестве твердой фазы могут быть использованы, например, мел, тальк, кварцевый песок для неоднородной залежи проницаемостью до одного Дарси. Для коллекторов более высокой проницаемости можно использовать, например, резиновый порошок, древесную муку. В целях повышения эффективности способа в качестве твердой фазы может быть использована гидрофобная фаза - гидрофобные порошки. Гетерогенную пенную систему закачивают в залежь под давлением не ниже разности 1,7 Р_пл-Р_гидр, где Р_гидр - гидростатическое давление в скважине. Предложенная технология выравнивания профиля приемистости при разработке залежи может быть использована в виде отдельных мероприятий на отдельных скважинах разрабатываемой нефтяной залежи и/или любой другой залежи, или отдельного продуктивного пласта - в нагнетательных и/или добывающих скважинах и может быть выражена в виде обработки их прискважинной зоны для изоляции осложнений - ограничения водопритоков или водопроявлений.Moreover, the multiplicity of the gas in the foam system is taken in the range of values (4.6-9.9) R _pl , where R _PL - reservoir pressure. In this case, an additional effect of the manifestation of the viscoelastic properties of the applied foam system is manifested not only in the pores, but also in channels such as cracks inherent in carbonate deposits. Additional stability of the foam systems is ensured by the presence in them of a powdered solid phase, differentiated in size - size. In the prescribed amounts of the powdered solid phase (0.2-0.5 wt.% Of the weight of the liquid phase), a content of 2-5 wt.% (Of the weight of the powdered solid phase) of particles with a dispersion of 0.8-12 nm is desirable to increase the armor properties foam shells. The powdery solid phase as a whole increases the structural and mechanical properties of heterogeneous gas-liquid systems due to their distribution at the phase boundary. The presence of particles of different sizes in the powdered solid phase eliminates the formation of sharp transitions at the boundaries of the contact of a solid, liquid, and gas and multiply (as a new effect) increases the stability of the foam system at the above ratios for the content of the solid phase and the multiplicity of gas in the foam system. As the solid phase, for example, chalk, talc, quartz sand can be used for an inhomogeneous deposit with a permeability of up to one Darcy. For collectors of higher permeability, for example, rubber powder, wood flour can be used. In order to increase the efficiency of the method, a hydrophobic phase — hydrophobic powders — can be used as a solid phase. A heterogeneous foam system is pumped into the reservoir under a pressure not lower than the difference of 1.7 R _pl -P _hydr , where P _hydr is the hydrostatic pressure in the well. The proposed technology for alignment of the injectivity profile when developing a reservoir can be used as separate measures for individual wells of a developed oil reservoir and / or any other reservoir, or for a separate reservoir in injection and / or producing wells and can be expressed as processing of their near-wellbore zone to isolate complications - restrictions on water inflows or water manifestations.

Конкретный пример осуществления способа.A specific example of the method.

На нагнетательной скважине №1272 месторождения Москудья проводят изоляционные работы по выравниванию профиля приемистости по факту образования промытых пропластков и уменьшения коэффициента продуктивности. Работы проводят в целях вовлечения в разработку застойного целика нефти - неработающих пропластков нефти.At injection well No. 1272 of the Moskudya field, insulating work is carried out to align the injectivity profile upon the formation of washed interlayers and a decrease in the productivity coefficient. The work is carried out in order to engage in the development of a stagnant oil pillar - inoperative oil streaks.

Интервал перфорации 1470-1490 м, пластовое давление 85 атм.Perforation interval 1470-1490 m, reservoir pressure 85 atm.

Осуществляют подачу в залежь под давлением рабочего агента, вытесняющего нефть и отбор продукции через добывающие скважины. При этом в качестве рабочего вытесняющего агента принимают гетерогенную газожидкостную пенную систему. Жесткость воды, на которой готовят гетерогенную газожидкостную пенную систему в пересчете на кальций, составляет 0,012 г-ион/л (0,4 г/л). Для полного умягчения исходной воды, согласно стехиометрическому уравнению, требуется 2 г соды на каждый литр воды (2 кг/м³). Для приготовления пенной системы мерник агрегата ЦА-320 заполняют 6 м³воды. В нее засыпают эквимолярное количество соды 12 кг. В мерник агрегата добавляют 25 кг талька, в составе которого 1 кг составляет тот же тальк, но с крупностью частиц не более 10 ммкн.Supply to the reservoir under pressure of a working agent displacing oil and selection of products through production wells. At the same time, a heterogeneous gas-liquid foam system is adopted as a working displacing agent. The water hardness, on which a heterogeneous gas-liquid foam system is calculated in terms of calcium, is 0.012 g-ion / l (0.4 g / l). To completely soften the source water, according to the stoichiometric equation, 2 g of soda for each liter of water (2 kg / m ³ ) is required. To prepare the foam system, the measuring unit of the CA-320 unit is filled with 6 m ^{3 of} water. An equimolar amount of soda 12 kg is poured into it. 25 kg of talc are added to the unit’s measuring unit, 1 kg of which is the same talc, but with a particle size of not more than 10 mmkn.

После циркуляции смеси в нее добавляют 30 кг пенообразователя, например неионогенного поверхностно-активного вещества типа «МП-80». Через газирующее устройство пенную систему с 5-кратным содержанием в ней газа при пластовом давлении закачивают в скважину.After the mixture is circulated, 30 kg of a foaming agent, for example, a nonionic surfactant of the MP-80 type, is added to it. Through a carbonating device, a foam system with a 5-fold gas content in it at reservoir pressure is pumped into the well.

При давлении 12-13 МПа пенную систему из скважины продавливают в пласт. После запуска скважины в работу удостоверяют полное перераспределение потоков в промытые пропластки.At a pressure of 12-13 MPa, the foam system from the well is pressed into the reservoir. After the well is put into operation, a complete redistribution of flows into the washed interlayers is confirmed.

Claims

A method for developing an inhomogeneous oil reservoir, including supplying a pressure agent to the reservoir under pressure, and displacing the product through production wells, characterized in that a heterogeneous gas-liquid foam system based on water with an equimolar amount of soda, equimolar in hardness, is added as a working agent and the addition of a powdered solid phase in an amount of 0.2-0.5 wt.% by weight of water, while the multiplicity of the gas in the foam system is taken in the range of values (4.6-9.9) P _PL , where P _PL - reservoir pressure , but mentioned the solid phase contains 2-5% by weight of the powdered solid phase of the particles with a dispersion of 0.8-12 nm.