RU2439301C1 - Method of oil field development - Google Patents
Method of oil field development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439301C1 RU2439301C1 RU2010152483/03A RU2010152483A RU2439301C1 RU 2439301 C1 RU2439301 C1 RU 2439301C1 RU 2010152483/03 A RU2010152483/03 A RU 2010152483/03A RU 2010152483 A RU2010152483 A RU 2010152483A RU 2439301 C1 RU2439301 C1 RU 2439301C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- injection
- volume
- pumped
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке залежи нефти, характеризующейся геологической неоднородностью ее коллектора.The invention relates to the development of oil deposits, characterized by geological heterogeneity of its reservoir.
Более 50% балансовых запасов нефти в России приурочено к коллекторам юрских и ачимовских отложений Западной Сибири. Эти коллекторы характеризуются высокой неоднородностью геологического строения по проницаемости, пористости и начальной водонасыщенности.More than 50% of the balance of oil reserves in Russia is confined to the reservoirs of Jurassic and Achimov deposits of Western Siberia. These reservoirs are characterized by a high heterogeneity of the geological structure in terms of permeability, porosity and initial water saturation.
Одним из основных методов разработки залежей нефти в нашей стране является метод заводнения. Однако к настоящему времени возможности обычного заводнения практически исчерпаны. Методу свойственны недостатки, заключающиеся в прорывах нагнетаемой воды к добывающим скважинам. В итоге нефть, извлекаемая из залежи через эксплуатационные скважины, быстро обводняется, а коэффициент ее извлечения снижается.One of the main methods for developing oil deposits in our country is the method of water flooding. 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. As a result, the oil recovered from the reservoir through production wells is quickly flooded, and its recovery rate decreases.
Ранее полученные с использованием метода трассирующей метки данные свидетельствуют о том, что практически на всех исследованных объектах - коллекторах имеются высокопроводящие каналы - «сверхпроводящие» пропластки с проницаемостью 1-10 Дарси и более, которые обеспечивают быстрый прорыв нагнетаемого в коллектор вытесняющего нефть рабочего агента (например, воды или загущенной воды, например, полиакриламидом) напрямую от нагнетательной скважины к добывающей. В результате охват вытесняющим агентом коллектора по его толщине и площади резко снижается и формируются застойные зоны - целики нефти, из которых нефть практически не вытесняется - не извлекается.Previously obtained data using the tracer label method indicate that practically all the studied objects - collectors have highly conductive channels - "superconducting" interlayers with permeabilities of 1-10 Darcy and more, which provide a quick breakthrough of the working agent injected into the reservoir (for example , water or thickened water, for example, polyacrylamide) directly from the injection well to the producing well. As a result, the coverage by the displacing agent of the collector by its thickness and area decreases sharply and stagnant zones are formed - oil pillars, from which oil is practically not displaced - is not extracted.
Известен способ разработки неоднородной залежи нефти путем ее заводнения с мерами по увеличению охвата коллектора вытесняющим рабочим агентом путем закачки этого агента через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины при одновременном воздействии на коллектор залежи упругими колебаниями, которые генерируют в эксплуатационных скважинах (см., например, SU 1710709, 1992).There is a method of developing a heterogeneous oil reservoir by flooding it with measures to increase the coverage of the reservoir with a displacing working agent by pumping this agent through injection wells and extracting oil through production wells while simultaneously exposing the reservoir to elastic reservoirs that are generated in production wells (see, for example , SU 1710709, 1992).
Упругие колебания способствуют выравниванию проницаемости неоднородных по проницаемости зон коллектора и созданию нестационарных явлений - возмущений в потоке вытесняющего агента, которые обеспечивают вовлечение в общий поток застойных зон нефти.Elastic vibrations help to level the permeability of reservoir zones that are heterogeneous in permeability and create unsteady phenomena - disturbances in the flow of the displacing agent, which ensure the involvement of stagnant oil zones in the general flow.
Известный способ способствует увеличению извлечения нефти из неоднородного коллектора, но в достаточно ограниченной степени. Отмечается недостаточно высокая степень охвата залежи воздействием. Необходимо применение большого количества средств - излучателей упругих колебаний и большой их мощности. Зачастую известный способ требует непрерывного воздействия упругими колебаниями, что требует дополнительных значительных затрат энергии, резко увеличивающих себестоимость нефти.The known method helps to increase oil recovery from a heterogeneous reservoir, but to a fairly limited extent. An insufficiently high degree of impact coverage of the reservoir is noted. It is necessary to use a large number of means - emitters of elastic vibrations and their high power. Often, the known method requires continuous exposure to elastic vibrations, which requires additional significant energy costs, dramatically increasing the cost of oil.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки путем увеличения охвата залежи.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the development method by increasing the coverage of the reservoir.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки залежи нефти включает закачку под давлением рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, при этом в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, закачивают вначале раствор силиката натрия в воде в соотношении силиката натрия и воды, как 1:2-1:5 с добавкой 0,04-0,06% полиакриламида в объеме 5-30 м3, затем последовательно закачивают буферную жидкость, в объеме 1-5 м3, после чего закачивают 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой 0,003-0,007% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН».The required technical result is achieved by the fact that the method of developing an oil deposit involves injecting a working agent under pressure through injection wells and taking oil through production wells, while at least one solution of sodium silicate in water is pumped into the injection well in the ratio of sodium silicate and water, as 1: 2-1: 5 with the addition of 0.04-0.06% polyacrylamide in a volume of 5-30 m 3 , then buffer liquid is sequentially pumped, in a volume of 1-5 m 3 , after which 5% a solution of calcium chloride in water in volume IU 5-30 m 3 with the addition of 0.003-0.007% by volume scale inhibitor "INSAN".
Кроме того, по мере достижения предельных значений давления нагнетания закачку пачек повторяют 2-10 раз; после поступления первых порций раствор силиката натрия в воде с добавкой полиакриламида в коллектор в объеме 1/3-1/2 от всего объема закачку продолжают с изменением давления и/или расхода.In addition, as the limit values of the discharge pressure are reached, the injection of packs is repeated 2-10 times; after receipt of the first portions, a solution of sodium silicate in water with the addition of polyacrylamide to the collector in a volume of 1 / 3-1 / 2 of the total volume, injection is continued with a change in pressure and / or flow rate.
Сущность изобретения заключается в том, что с закачкой вытесняющего рабочего агента под практически неизменным давлением формируется односторонне направленная сила, что ведет к большому и быстрому продвижению фронта вытеснения по широким каналам. Такое быстрое перемещение рабочего агента, в частности воды, в коллекторе обеспечивает снижение градиента давления и ухудшает процесс вытеснения нефти из коллектора пропорционально доле рабочего агента, закачанного в коллектор, для поддержания давления. Происходит разрядка давления через «сверхпроводящие» пропластки.The essence of the invention lies in the fact that with the injection of the displacing working agent under almost unchanged pressure, a one-sided directed force is formed, which leads to a large and fast advancement of the displacement front over wide channels. Such a rapid movement of the working agent, in particular water, in the reservoir reduces the pressure gradient and worsens the process of displacing oil from the reservoir in proportion to the proportion of the working agent pumped into the reservoir to maintain pressure. There is a discharge of pressure through the "superconducting" layers.
По ориентировочным расчетам прорыв воды к нагнетательной скважине в течение нескольких часов соответствует проницаемости порядка 1000 Дарси, а в течение нескольких суток - десяткам Дарси.According to rough calculations, a breakthrough of water to the injection well for several hours corresponds to permeability of about 1000 Darcy, and for several days - to dozens of Darcy.
В капиллярах же, при наличии в них капиллярного натяжения, нефть продолжает удерживаться и фронт вытеснения значительно отстает. При продолжительном одностороннем действии силы вода прорывается по широким каналам, оставив в центре застойный (не вытесненный) целик нефти.In capillaries, in the presence of capillary tension in them, the oil continues to be retained and the displacement front lags significantly. With prolonged unilateral action of force, water breaks through wide channels, leaving a stagnant (not displaced) pillar of oil in the center.
Значительным резервом увеличения нефтеотдачи залежи, а также сокращения времени разработки залежи является применение технологии, предусматривающей мероприятия по выравниванию значений фильтрационного сопротивления в различных пропластках за счет селективного ухудшения коллекторских свойств промытых высокопроницаемых и водонасыщенных зонах пласта.A significant reserve for increasing the oil recovery of the reservoir, as well as reducing the development time of the reservoir, is the use of technology, which provides for measures to equalize the filtering resistance in different layers due to the selective deterioration of the reservoir properties of the washed high-permeability and water-saturated zones of the reservoir.
Для решения поставленной задачи осуществляют выбор композиционных материалов, отвечающих следующим требованиям:To solve this problem, the choice of composite materials that meet the following requirements:
свободное проникновение состава на значительное расстояние, в том числе и при небольших градиентах давления. При этом закачиваемая композиция до образования гелеобразной системы должна вести себя как жидкость с вязкостью, очень близкой к вязкости, закачиваемого в коллектор вытесняющего рабочего агента, в частности воды;free penetration of the composition over a considerable distance, including with small pressure gradients. In this case, the injected composition until a gel-like system is formed should behave like a liquid with a viscosity very close to the viscosity injected into the collector of the displacing working agent, in particular water;
состав должен сохранять стабильность при высоких напряжениях сдвига и не подвергаться температурной деградации;the composition must maintain stability at high shear stresses and not be subjected to temperature degradation;
вязкость водоизолирующих составов на поверхности и в процессе закачки должна иметь низкие значения;the viscosity of the waterproofing compositions on the surface and during the injection process should be low;
в пластовых условиях реологические свойства композиции должны измениться, вязкость системы должна увеличиться многократно.in reservoir conditions, the rheological properties of the composition should change, the viscosity of the system should increase many times.
В рамках изобретения проводили специальные исследования на возможность образования стабильных гелеобразующих составов на основе гидрата окиси натрия, оксихлорида алюминия, углекислого натрия, силиката натрия, хлористого кальция, хлористого магния и ингибитора солеотложений «ИНСАН» (ТУ 2458-091-17197708-2004) на предмет их использования в комплексной технологии повышения нефтеотдачи пластов, предусматривающей закачку реагентов как через нагнетательную, так и через добывающую скважину. Ингибитор солеотложений "ИНСАН" представляет собой водно-спиртовой раствор органических фосфатов и фосфанатов.In the framework of the invention, special studies were conducted on the possibility of the formation of stable gelling compositions based on sodium hydroxide, aluminum oxychloride, sodium carbonate, sodium silicate, calcium chloride, magnesium chloride and the scale inhibitor "INSAN" (TU 2458-091-17197708-2004) for their use in an integrated technology for enhancing oil recovery, which provides for the injection of reagents both through the injection and through the producing well. Scale inhibitor "INSAN" is a water-alcohol solution of organic phosphates and phosphanates.
По результатам исследований наиболее приемлемым для решения поставленной задачи была выбрана рецептура с применением раствора 5%-ного хлористого кальция в воде с ингибитором солеотложений «ИНСАН» и раствора полиакриламида в воде с добавлением силиката натрия.According to the results of the research, the formulation that was most suitable for solving the problem was selected using a solution of 5% calcium chloride in water with a scale inhibitor "INSAN" and a solution of polyacrylamide in water with the addition of sodium silicate.
В лаборатории моделирования пластовых процессов кафедры органической химии и химии нефти РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина проведены тестовые испытания комплекса, предназначенного для закачки в нагнетательные скважины для обеспечения тампонирования высокопроницаемых промытых зон.In the laboratory for modeling reservoir processes, Department of Organic Chemistry and Oil Chemistry, Russian State University of Oil and Gas I.M.Gubkina conducted tests of a complex designed for injection into injection wells to ensure plugging of highly permeable washed zones.
Исследовали эффективность технологии с использованием гелирующего комплекса, представляющего два состава - состава «А» и состава «В». Последовательная закачка состава «А» и состава «В» позволяет образовывать в высокопроницаемых зонах коллектора тампонирующий осадок в виде стабильной гелевой субстанции при смешивании составов в пористой среде, повысить фильтрационные сопротивления в них и способствовать внедрению вытесняющего рабочего агента в менее проницаемые застойные зоны коллектора с нефтью, не охваченные воздействием.We investigated the effectiveness of the technology using a gelling complex, which consists of two compounds - composition “A” and composition “B”. The sequential injection of composition “A” and composition “B” allows the formation of a plugging deposit in highly permeable zones of the reservoir in the form of a stable gel substance when mixing the compositions in a porous medium, to increase the filtration resistances in them and to facilitate the introduction of a displacing working agent into the less permeable stagnant zones of the reservoir with oil not affected.
Для подтверждения этого проводили эксперимент на фильтрационной установке высокого давления «НР-CFS» с использованием насыпной модели коллектора.To confirm this, an experiment was conducted on the HP-CFS high-pressure filtration unit using a bulk model of the collector.
Для получения заданной проницаемости пористой среды коллектора использовали молотую фракцию кварцевого песка.To obtain a given permeability of the porous medium of the collector, a ground fraction of silica sand was used.
После набивки модели ее насыщали минерализованной водой плотностью при комнатной температуре 20°С 1,012 г/см3 и вязкостью 1,024 мПа·сек. Определяли величину коэффициента проницаемости по воде водонасыщенной модели коллектора при комнатной температуре. Затем модель нагревали до температуры эксперимента Тэксп.=55°С и вновь определяли величину коэффициента проницаемости по воде.After stuffing the model, it was saturated with mineralized water with a density at room temperature of 20 ° C 1.012 g / cm 3 and a viscosity of 1.024 mPa · s. The value of the water permeability coefficient of a water-saturated reservoir model was determined at room temperature. Then the model was heated to the temperature of the experiment Texp. = 55 ° C and the value of the coefficient of permeability to water was again determined.
В рамках согласованной методики, при тестировании эффективности последовательной закачки состава «А» и состава «В», в водонасыщенную модель закачивали состав «А» в объеме пор модели коллектора, представляющий собой раствор силиката натрия плотностью 1360 кг/м3 в пресной воде, в соотношении 1:2, с добавкой 0,05% полиакриламида. Закачку состава в модель коллектора производили из сосуда высокого давления. Затем через модель коллектора при постоянном расходе 80 см3/час фильтровали состав «В» в объеме пор коллектора. Состав «В» представлял собой 5%-ный раствор хлористого кальция в пресной воде с добавкой 0,05% ингибитора солеотложений «ИНСАН».In the framework of the agreed methodology, when testing the efficiency of sequential injection of composition “A” and composition “B”, composition “A” was pumped into the water-saturated model in the pore volume of the reservoir model, which is a solution of sodium silicate with a density of 1360 kg / m 3 in fresh water, in 1: 2 ratio, with the addition of 0.05% polyacrylamide. The composition was injected into the reservoir model from a pressure vessel. Then, through the model of the collector at a constant flow rate of 80 cm 3 / h, the composition “B” was filtered in the pore volume of the collector. Composition "B" was a 5% solution of calcium chloride in fresh water with the addition of 0.05% scaling inhibitor "INSAN".
В процессе фильтрации наблюдали необходимую динамику перепада давления.During the filtration process, the necessary dynamics of the differential pressure was observed.
На последнем этапе эксперимента через модель коллектора в том же направлении фильтровали пластовую воду до стабилизации перепада давления при расходах 80, 200 и вновь 80 см3/час.At the last stage of the experiment, formation water was filtered in the same direction through the reservoir model until the pressure drop stabilized at a flow rate of 80, 200 and again 80 cm 3 / h.
Начальная проницаемость по воде водонасыщенной насыпной модели коллектора, набитой молотой фракцией кварцевого песка, длиной 64,0 см и внутренним сечением 7,5 см, поровым объемом Vпор.=156,13 см3 и коэффициентом пористости m=32,53%, составила при комнатной температуре K0 B=5,94 мкм2, а при температуре эксперимента 55°С K0 B=6,09 мкм2 (динамическая вязкость воды при 55°С равна 0,63 мПа·сек). Эти значения проницаемости практически одинаковы, следовательно, нагрев модели пласта был осуществлен точно до температуры 55°С.The initial water permeability of the water-saturated bulk model of the reservoir, packed with ground quartz sand fraction, 64.0 cm long and 7.5 cm inner cross section, pore volume Vsp = 156.13 cm 3 and porosity coefficient m = 32.53%, was at room temperature K 0 B = 5.94 μm 2 , and at an experiment temperature of 55 ° C K 0 B = 6.09 μm 2 (dynamic viscosity of water at 55 ° C is 0.63 mPa · s). These permeability values are almost the same, therefore, the reservoir model was heated exactly to a temperature of 55 ° C.
По полученным значениям коэффициента проницаемости до и после обработки пористой среды гелирующим комплексом рассчитывали остаточный фактор сопротивления (Rост.), как отношение начального коэффициента проницаемости по воде до обработки к стабильному значению коэффициента проницаемости после обработки.Based on the obtained values of the permeability coefficient before and after the treatment of the porous medium with a gelling complex, the residual resistance factor (Rost.) Was calculated as the ratio of the initial water permeability coefficient before treatment to the stable value of the permeability coefficient after treatment.
По результатам эксперимента можно отметить следующее:According to the results of the experiment, the following can be noted:
В процессе закачки состава «В» с постоянным расходом перепад давления линейно возрастал и достиг к моменту прокачки одного объема пор модели коллектора значения 0,047 МПа.During the injection of composition “B” with a constant flow rate, the pressure drop increased linearly and reached the value of 0.047 MPa by the time of pumping one pore volume of the reservoir model.
При фильтрации состава «В» следы образовавшегося геля в выходящей из модели коллектора продукции были замечены после закачки 150 мл состава, когда гель стал образовываться уже в свободном от пористой среды объеме выходного штуцера. Судя по тому, что гель на выходе модели появился после закачки одного объема пор коллектора состава «В», вытеснение состава «А» происходило поршневым образом.When filtering composition “B”, traces of gel formed in the product leaving the collector model were noticed after injection of 150 ml of the composition, when the gel began to form already in the volume of the outlet nozzle free from the porous medium. Judging by the fact that the gel at the output of the model appeared after the injection of one pore volume of the collector of composition “B”, the displacement of composition “A” occurred in a piston manner.
Во все время длительной фильтрации воды на последнем этапе эксперимента, кроме остатка геля из свободного объема выходного штуцера, следов геля в выходящей из модели коллектора продукции замечено не было.During the entire period of long-term filtration of water at the last stage of the experiment, except for the remainder of the gel from the free volume of the outlet fitting, no traces of gel were observed in the output from the reservoir model.
В результате опыта установлено, что после выдержки модели коллектора в течение 24 часов и продолжения фильтрации воды остаточный фактор сопротивления остался на уровне Rост.=8,0, что указывает на образование в пористой среде коллектора стабильной гелевой системы.As a result of the experiment, it was found that after holding the collector model for 24 hours and continuing filtering the water, the residual resistance factor remained at the level of Rost. = 8.0, which indicates the formation of a stable gel system in the porous medium of the collector.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Осуществляют закачку в коллектор залежи нефти под давлением рабочего агента. Рабочий агент закачивают через нагнетательную скважину, по меньшей мере одну. Через добывающую скважину, по меньшей мере одну, осуществляют отбор продукции нефти. Для выравнивания профиля приемистости и повышении охвата пласта воздействием в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, закачивают следующую пачку композиций: вначале раствор силиката натрия в воде в соотношении (силикат натрия - вода) 1:2-1:5 с добавкой 0,04-0,06% полиакриламида в объеме 5-30 м3. Затем последовательно закачивают буферную жидкость, например, воду в объеме 1-5 м3. После этого закачивают 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой 0,003-0,007% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН». По мере достижения предельных значений давления нагнетания закачку пачек повторяют еще 2-10 раз.Carry out the injection into the reservoir reservoir of oil under the pressure of the working agent. At least one working agent is pumped through an injection well. Through a production well, at least one, selects oil production. To align the injectivity profile and increase the coverage of the formation by exposing at least one injection well to the injection well, the following pack of compositions is pumped: first, a solution of sodium silicate in water in the ratio (sodium silicate - water) 1: 2-1: 5 with the addition of 0.04- 0.06% polyacrylamide in a volume of 5-30 m3. Then a buffer liquid, for example, water in a volume of 1-5 m 3, is pumped sequentially. After that, a 5% solution of calcium chloride in water is pumped in a volume of 5-30 m 3 with the addition of 0.003-0.007% by volume of the scale inhibitor "INSAN". Upon reaching the maximum values of the discharge pressure, the injection of the packs is repeated another 2-10 times.
После поступления первых порций раствор силиката натрия в воде с добавкой полиакриламида в коллектор в объеме 1/3-1/2 от всего объема закачку продолжают с изменением давления и/или расхода - его понижением-повышением на 0,1-0,2% от номинального давления закачки и/или понижением-повышением расхода закачиваемого агента на 0,1-0,2% от номинального расхода для обеспечения равномерной пропитки пор коллектора. Закачку раствора хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой ингибитора солеотложений «ИНСАН» задают при постоянном расходе, но при непрерывном контроле за ростом давления. При линейном характере роста давления закачку продолжают при заданном режиме. Закачку пачек композиционных растворов продолжают до достижения предельно допустимых значений давления нагнетания, после чего переходят на нагнетание воды. Между каждой пачкой закачивают буферную жидкость, например, воду в объеме 1-5 м3.After receipt of the first portions, a solution of sodium silicate in water with the addition of polyacrylamide to the collector in a volume of 1 / 3-1 / 2 of the total volume, the injection continues with a change in pressure and / or flow rate - its decrease-increase by 0.1-0.2% of nominal injection pressure and / or lowering-increasing flow rate of the injected agent by 0.1-0.2% of the nominal flow rate to ensure uniform impregnation of the pores of the collector. The injection of a solution of calcium chloride in water in a volume of 5-30 m 3 with the addition of a scale inhibitor "INSAN" is set at a constant flow rate, but with continuous monitoring of the pressure increase. With the linear nature of the pressure increase, injection is continued at a given mode. The injection of packs of composite solutions continues until the maximum permissible discharge pressure is reached, after which they switch to water injection. Between each pack pumped a buffer liquid, for example, water in a volume of 1-5 m 3 .
Подобное дополнительное мероприятие с теми же композициями, концентрациями реагентов и параметрами закачки могут быть проведены в добывающей скважине, с целью снижения обводненности продукции скважины за счет блокирования высокопроницаемых водяных зон образующимся гелем.A similar additional measure with the same compositions, concentrations of reagents and injection parameters can be carried out in the producing well, in order to reduce the water cut of the well’s production by blocking the highly permeable water zones of the resulting gel.
Указанные композиционные составы могут быть использованы при создании блокирующих экранов большой протяженности в направлении фильтрации воды по высокопроницаемым зонам. С помощью трассирующих жидкостей (трассеров) определяют гидродинамическую связь между скважинами и преимущественные пути фильтрации (фильтрационное поле). Затем с использованием гидродинамической модели в схеме реализации технологии изоляции высокопроницаемых водонасыщенных зон пласта подбирают нагнетательные скважины и оценивают объемы закачки реагентов, последовательность и темпы закачки, размеры водоизоляционной оторочки.These composite compositions can be used to create blocking screens of great length in the direction of filtering water in highly permeable zones. Using tracer fluids (tracers), the hydrodynamic relationship between the wells and the preferred filtration paths (filtration field) are determined. Then, using a hydrodynamic model, injection wells are selected in the implementation scheme for the isolation of highly permeable water-saturated zones of the formation and the injection volumes of the reagents, the sequence and rate of injection, the dimensions of the water-proof rim are evaluated.
Осуществляют закачку в коллектор залежи нефти. В качестве рабочего агента используют воду. При этом давление закачки рабочего агента периодически снижают в отношении к номинальному давлению 10 МПа. Давление же в добывающей скважине увеличивают. В частности давление в нагнетательных скважинах снижают с 10 до 8 МПа. При этом давление в добывающей скважине увеличивают с 7 до 11 МПа. При таком режиме разработку осуществляют в течение 10-15 сут. Принимают 3 периода работы скважин в измененном режиме. Для обеспечения глубоко нестационарного режима разработки каждый из периодов работы принимают с разной продолжительностью. В качестве дополнительного мероприятия по повышению нефтеотдачи и снижению обводненности продукции добывающей скважины в пласте создают вязко-упругий гелевый экран. В расчетах приняты следующие параметры объекта:Carry out the injection into the reservoir of oil deposits. As a working agent, water is used. In this case, the injection pressure of the working agent is periodically reduced in relation to the nominal pressure of 10 MPa. The pressure in the production well is increased. In particular, pressure in injection wells is reduced from 10 to 8 MPa. In this case, the pressure in the producing well is increased from 7 to 11 MPa. In this mode, the development is carried out within 10-15 days. Take 3 periods of well operation in an altered mode. To ensure a deeply unsteady development mode, each of the periods of work is taken with different durations. As an additional measure to increase oil recovery and reduce water cut in production wells in the reservoir create a visco-elastic gel screen. In the calculations, the following object parameters were taken:
по добывающей скважине - дебит 690 м3/сут, обводненность 97%;production well - flow rate of 690 m 3 / day, water cut of 97%;
по нагнетательной скважине - объем закачки 1500 м3/сут; высокопроницаемый слой толщиной 1,4 м, проницаемость 20 Д, расстояние между скважинами 500 м.for injection well - injection volume of 1500 m 3 / day; highly permeable layer 1.4 m thick, permeability 20 D, distance between wells 500 m.
В схеме реализации участвуют, как минимум, 2 нагнетательные скважины и 1 добывающая скважина.At least 2 injection wells and 1 production well are involved in the implementation scheme.
Оптимизацию технологических параметров проводили по величинам снижения обводненности продукции и приросту нефтеотдачи. В условиях объекта оптимальный размер оторочки геля, образующегося при контактах жидкостей А и В, составил 50 м, что соответствует объемам закачки 1000 м3 гелеобразующих композиций.The optimization of technological parameters was carried out according to the values of reducing the water cut of the product and the increase in oil recovery. Under the conditions of the object, the optimal size of the rim of the gel formed at the contacts of liquids A and B was 50 m, which corresponds to injection volumes of 1000 m 3 of gel-forming compositions.
Закачку реагентов производили одновременно в 2 нагнетательные скважины. В одну нагнетательную скважину закачивали 500 м3 раствора силиката натрия в воде в соотношении 1:2-1:5 с добавкой 0,05% полиакриламида, в другую - 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 500 м3 с добавкой 0,003-0,007% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН». После поступления раствора хлористого кальция с ингибитором солеотложений «ИНСАН» в коллектор в объеме 0,3-0,5 от всего объема закачку продолжили с изменением давления и/или расхода - его понижением-повышением на 20-30% от номинального давления закачки и/или понижением-повышением расхода закачиваемого агента на 20-30% от номинального расхода для обеспечения равномерной пропитки пор коллектора. Закачку раствора силиката натрия в воде с полиакриламидом проводили при постоянном расходе, но при непрерывном контроле за ростом давления. При линейном характере роста давления закачку продолжили при заданном режиме. При отклонении роста давления в ту или иную сторону от линейного закона режим закачки изменяли соответственно. После закачки всего объема скважины перевели под нагнетание воды. Через 6 месяцев от начала закачки обводненность продукции была снижена до 79%, прирост нефти составил 30 тыс. тонн.Reagents were injected simultaneously into 2 injection wells. A 500 m 3 solution of sodium silicate in water was pumped into one injection well in a ratio of 1: 2-1: 5 with the addition of 0.05% polyacrylamide, and into another, a 5% solution of calcium chloride in water in a volume of 500 m 3 with an addition of 0.003 -0.007% by volume of the scale inhibitor "INSAN". After receipt of a solution of calcium chloride with a scale inhibitor "INSAN" in the reservoir in the amount of 0.3-0.5 of the total volume, the injection was continued with a change in pressure and / or flow rate - its decrease-increase by 20-30% of the nominal injection pressure and / or a decrease or increase in the flow rate of the injected agent by 20-30% of the nominal flow rate to ensure uniform impregnation of the pores of the collector. A solution of sodium silicate in water with polyacrylamide was injected at a constant flow rate, but with continuous monitoring of the pressure increase. With the linear nature of the pressure increase, the injection was continued at a given mode. When the pressure increase deviated in one direction or another from the linear law, the injection mode was changed accordingly. After pumping the entire volume of the well, it was transferred under water injection. After 6 months from the start of the injection, the water cut of the product was reduced to 79%, oil growth amounted to 30 thousand tons.
Конкретный пример реализации способаA specific example of the implementation of the method
Осуществляют закачку в коллектор залежи нефти юрских отложений Западной Сибири под давлением рабочего агента. Воду закачивают через 3 нагнетательные скважины глубиной 1500-1520 м. Через добывающую скважину, расположенную в центре между нагнетательными скважинами, осуществляют отбор нефти. В нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, закачивают следующую пачку композиций: вначале раствор силиката натрия в воде в соотношении 1:2 с добавкой 0,05% полиакриламида в объеме 25 м3. Затем последовательно закачивают буферную жидкость, например, воду в объеме 1 м3. После этого закачивают 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 5 м3 с добавкой 0,005% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН». По мере достижения предельных значений давления нагнетания закачку пачек повторяют еще 2-10 раз.Carry out the injection into the reservoir of oil deposits of Jurassic deposits in Western Siberia under the pressure of a working agent. Water is pumped through 3 injection wells with a depth of 1500-1520 m. Oil is extracted through a production well located in the center between the injection wells. The following pack of compositions is pumped into at least one injection well: first, a solution of sodium silicate in water in a ratio of 1: 2 with the addition of 0.05% polyacrylamide in a volume of 25 m 3 . Then a buffer liquid, for example, water in a volume of 1 m 3, is pumped sequentially. After that, a 5% solution of calcium chloride in water is injected in a volume of 5 m 3 with the addition of 0.005% by volume of the scale inhibitor "INSAN". Upon reaching the maximum values of the discharge pressure, the injection of the packs is repeated another 2-10 times.
После поступления первых порций раствор силиката натрия в воде с добавкой полиакриламида в коллектор в объеме 1/3 от всего объема закачку продолжают с изменением давления и/или расхода - его понижением-повышением на 0,1-0,2% от номинального давления закачки и/или понижением-повышением расхода закачиваемого агента на 0,1-0,2% от номинального расхода для обеспечения равномерной пропитки пор коллектора. Закачку раствора хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой ингибитора солеотложений «ИНСАН» задают при постоянном расходе, но при непрерывном контроле за ростом давления. При линейном характере роста давления закачку продолжают при заданном режиме. Закачку пачек композиционных растворов продолжают до достижения предельно допустимых значений давления нагнетания, после чего переходят на нагнетание воды. Между каждой пачкой закачивают буферную жидкость, например, воду в объеме 1-5 м3.After receipt of the first portions, a solution of sodium silicate in water with the addition of polyacrylamide to the collector in a volume of 1/3 of the total volume, the injection is continued with a change in pressure and / or flow rate - its decrease-increase by 0.1-0.2% of the nominal injection pressure and / or lowering-increasing the flow rate of the injected agent by 0.1-0.2% of the nominal flow rate to ensure uniform impregnation of the pores of the collector. The injection of a solution of calcium chloride in water in a volume of 5-30 m 3 with the addition of a scale inhibitor "INSAN" is set at a constant flow rate, but with continuous monitoring of the pressure increase. With the linear nature of the pressure increase, injection is continued at a given mode. The injection of packs of composite solutions continues until the maximum permissible discharge pressure is reached, after which they switch to water injection. Between each pack pumped a buffer liquid, for example, water in a volume of 1-5 m 3 .
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010152483/03A RU2439301C1 (en) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | Method of oil field development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010152483/03A RU2439301C1 (en) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | Method of oil field development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2439301C1 true RU2439301C1 (en) | 2012-01-10 |
Family
ID=45784117
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010152483/03A RU2439301C1 (en) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | Method of oil field development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2439301C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496976C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits using formation hydraulic fracturing |
-
2010
- 2010-12-23 RU RU2010152483/03A patent/RU2439301C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496976C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits using formation hydraulic fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Samanta et al. | Surfactant and surfactant-polymer flooding for enhanced oil recovery | |
| US6069118A (en) | Enhancing fluid removal from fractures deliberately introduced into the subsurface | |
| CN110306960B (en) | Fracturing fluid imbibition production-increasing simulation method and device for double-hole double-permeability medium reservoir | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| CN105062444A (en) | High temperature swellable granule plugging agent and preparation method thereof | |
| Youssif et al. | Hydrocarbon gas foam injection in fractured oil-wet carbonate samples: An experimental investigation of the effect of fracture-matrix permeability contrast on oil recovery | |
| RU2439301C1 (en) | Method of oil field development | |
| US3687199A (en) | Process for the secondary recovery of petroleum | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| Rogachev et al. | Experiments of fluid diversion ability of a new waterproofing polymer solution | |
| Liu et al. | Enhanced oil recovery from fractured carbonate reservoir using membrane technology | |
| RU2276257C2 (en) | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development | |
| McPhee et al. | Foam flooding of cores under North Sea reservoir conditions | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2375557C1 (en) | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2285792C1 (en) | Oil and gas-condensate deposit development method | |
| Spain et al. | Shear induced structure additives and nonlinear pressure drop effects in permeable flow | |
| Jaafar et al. | Reservoir monitoring of eor processes (wag, foam and polymer) using streaming potential | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2634467C1 (en) | Limitation of well water production | |
| RU2811129C1 (en) | Composition for displacement of oil from formations and selective limitation of water inflow | |
| RU2769942C1 (en) | Method for fixing the bottom-hole zone of productivity of the gas well formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191224 |