RU2482269C2 - Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type - Google Patents
Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type Download PDFInfo
- Publication number
- RU2482269C2 RU2482269C2 RU2011134990/03A RU2011134990A RU2482269C2 RU 2482269 C2 RU2482269 C2 RU 2482269C2 RU 2011134990/03 A RU2011134990/03 A RU 2011134990/03A RU 2011134990 A RU2011134990 A RU 2011134990A RU 2482269 C2 RU2482269 C2 RU 2482269C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- production
- water
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing oil recovery in carbonate reservoirs of a fracture-pore type.
Известен способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа (патент RU №2204703, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/27, опубл. 20.05.2003 г.). Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом. Порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента проводят с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости. В качестве тампонирующего реагента селективного действия используют раствор цемента в дизельном топливе, нефти или другой углеводородной среде.A known method for the development of oil deposits in carbonate reservoirs of fracture-pore type (patent RU No. 2204703, IPC ЕВВ 43/22, Е21В 43/27, publ. 05.20.2003). The method includes drilling production and injection wells, product selection through production wells, waterproofing work in production wells by injection of a plugging reagent of selective action, followed by treatment of the bottom hole zone of the well with an acid composition. The batch injection of the indicated plugging reagent is carried out with the extrusion of it at a certain distance, and the treatment of the bottomhole zone of the well is carried out with an acid-oil mixture with fracturing of the formation blocks through a system of cracks, the same mixture being used as a squeezing fluid. As a tamponing reagent of selective action, a cement solution in diesel fuel, oil, or another hydrocarbon medium is used.
Недостатком данного способа является то, что обработка обводненных скважин в карбонатных коллекторах составами, содержащими кислоту, опасна увеличением дебита воды, даже если предварительно проводят водоизоляционные работы. Кроме того, применяемый в известном способе цементный раствор на углеводородной основе неполностью защищает пласт от влияния кислоты. Отверждение цементного раствора на углеводородной основе происходит только при замещении водой углеводородной основы, это замещение не всегда бывает полным. Поэтому цементный камень не образуется во всем объеме раствора и может быть проницаем для закачиваемой кислоты. Из-за контракции (объемной деформации цементного камня и бетона, при которой суммарный объем, занимаемый твердой и жидкой фазой бетона, уменьшается из-за уплотнения химически связанной воды) цементного камня в нем могут образовываться каналы, проницаемые для кислоты. При действии соляной кислоты на гидроокись кальция, выделяющуюся при твердении цемента, образуется хлористый кальций, который растворяется в воде, в результате чего цементный камень теряет непроницаемость.The disadvantage of this method is that the treatment of waterlogged wells in carbonate reservoirs with compositions containing acid is dangerous in increasing the flow rate of water, even if previously waterproofing works are carried out. In addition, the hydrocarbon-based cement mortar used in the known method does not fully protect the formation from acid. The curing of a hydrocarbon-based cement slurry occurs only when a hydrocarbon base is replaced with water; this substitution is not always complete. Therefore, cement stone does not form in the entire volume of the solution and can be permeable to the injected acid. Due to contraction (volumetric deformation of cement stone and concrete, in which the total volume occupied by the solid and liquid phase of concrete is reduced due to the compaction of chemically bound water), cement channels can be formed in it, permeable to acid. Under the influence of hydrochloric acid on calcium hydroxide released during hardening of cement, calcium chloride is formed, which dissolves in water, as a result of which the cement stone loses its impermeability.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2319829, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.03.2008 г.). Способ включает задание периодических режимов работы скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции, извлечение нефти посредством добывающих скважин, на которых производят оценку нефтесодержания в продукции и запись кривой восстановления давления. При разработке залежи с пористыми карбонатными блоками формируют группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина или скважины находились в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам, осуществляют работу нагнетательной скважины с резким увеличением отбора воды (форсированного отбора жидкости), фиксируют отклик добывающих скважин, периодический режим работы скважин задают после фиксации отклика добывающих скважин и обеспечивают его посредством периодического отбора жидкости на нагнетательной скважине или группе нагнетательных скважин путем чередующихся пусков и остановок последней или последних до устойчивого снижения пластового давления в области скважин, окружающих нагнетательную скважину с последующим сбросом воды на участке с пониженным пластовым давлением или за контур залежи. Нагнетательные скважины выбирают из числа добывающих или пробуривают новые, а периодический отбор жидкости осуществляют как на нагнетательных, так и на части добывающих скважин.Closest to the proposed technical solution is a method of developing an oil deposit (patent RU No. 2319829, IPC ЕВВ 43/16, publ. March 20, 2008). The method includes setting periodic modes of operation of wells with a high content of displacing fluid in the product, oil recovery through production wells, which evaluate the oil content in the product and record the pressure recovery curve. When developing a reservoir with porous carbonate blocks, groups of producing wells are formed with the injection well in the center so that the injection well or wells are in the lower part of the structure of the reservoir relative to the producing wells, and the injection well operates with a sharp increase in water withdrawal (forced fluid withdrawal) , record the response of production wells, the periodic mode of operation of the wells is set after fixing the response of production wells and provide it by means of iodic fluid withdrawal at an injection well or group of injection wells by alternating starts and stops of the last or last until a steady decrease in reservoir pressure in the region of the wells surrounding the injection well with subsequent discharge of water in the area with reduced formation pressure or over the reservoir contour. Injection wells are selected from the number of production wells or new ones are drilled, and periodic fluid sampling is carried out both on injection and part of production wells.
Недостатком данного способа является короткий период эффективной работы добывающих скважин, что связано с тем, что устойчивое снижение пластового давления в области добывающих скважин, окружающих нагнетательную, и экранирование подтока воды в добывающие скважины непродолжительно приводит к быстрому обводнению добываемой продукции, поэтому требуется часто использовать способ повторно и постоянно будет возникать проблема сброса отобранной из нагнетательной скважины воды.The disadvantage of this method is the short period of effective operation of production wells, which is due to the fact that a steady decrease in reservoir pressure in the field of production wells surrounding the injection well and shielding of water flow into production wells does not quickly lead to rapid flooding of produced products, therefore, it is often necessary to use the method repeatedly and there will constantly be a problem with the discharge of water taken from the injection well.
Технической задачей изобретения является продление эффективного периода работы добывающих скважин, т.е. снижение обводненности отбираемой продукции за счет проведения блокирования и увеличение нефтеотдачи залежи за счет кислотной стимуляции притока нефти, направленной на нефтенасыщенные блоки пласта и проводимой сразу после водоизоляционных работ в пределах всего участка залежи.An object of the invention is to extend the effective period of production wells, i.e. reduction of water cut of selected products due to blocking and increase of oil recovery due to acid stimulation of oil flow directed to oil-saturated blocks of the reservoir and carried out immediately after waterproofing works within the entire area of the reservoir.
Задача решается способом увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, включающим формирование группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина находилась в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам, добычу нефти из группы скважин, обводняющихся подошвенной водой, форсированный отбор жидкости из нагнетательной скважины до отклика окружающих добывающих скважин на это действие и снижения пластового давления в области реагирующих добывающих скважин.The problem is solved by a method of increasing oil recovery in fracture-pore type carbonate reservoirs, including the formation of a group of production wells with an injection well in the center so that the injection well is in a lower part of the structure of the reservoir relative to the production wells, oil production from a group of wells flooded with a bottom water, forced fluid withdrawal from the injection well until the surrounding production wells respond to this action and reduce reservoir pressure in the region reacting production wells.
Новым является то, что после устойчивого снижения пластового давления в области реагирующих добывающих скважин более чем на 10% в каждую из них закачивают водоизоляционный состав, упрочняющийся под действием соляной кислоты, в объеме 15-20 м3, после отверждения водоизоляционного состава форсированный отбор жидкости прекращают и закачивают в каждую скважину, обработанную водоизоляционным составом, кислотосодержащий состав в объеме 0,4-1,0 м3 на метр нефтенасыщенной части пласта, вводят в эксплуатацию реагирующие добывающие скважины.What is new is that after a steady decrease in reservoir pressure in the area of reacting producing wells by more than 10%, a waterproofing composition hardened by hydrochloric acid is injected into each of them in a volume of 15-20 m 3 , after curing the waterproofing composition, forced fluid withdrawal is stopped and injected into each well treated with a water-proofing composition, an acid-containing composition in the amount of 0.4-1.0 m 3 per meter of oil-saturated part of the reservoir, reacting production wells are commissioned.
Сущность предлагаемого технического решения заключается в следующем. В карбонатных коллекторах трещинно-порового типа обводнение добывающих скважин наиболее часто происходит из-за продвижения к эксплуатационным фильтрам скважин подошвенной воды по системе трещин. Вода блокирует фильтрацию нефти из пористых блоков коллектора и обводненность продукции скважин прогрессирует.The essence of the proposed technical solution is as follows. In the carbonate reservoirs of the fracture-pore type, watering of producing wells most often occurs due to the movement of bottom water wells to production filters through the fracture system. Water blocks the filtration of oil from the porous blocks of the reservoir and the water cut of well production is progressing.
Формируют группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина находилась в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам с эксплуатационным фильтром, приближенным к водонефтяному контакту. Производят добычу нефти из группы добывающих скважин, обводняющихся подошвенной водой, а из нагнетательной скважины в этой группе скважин проводят форсированный отбор жидкости (ФОЖ) до отклика окружающих скважин на это действие, например, снижением обводненности или увеличением дебита по нефти. Также ФОЖ приводит к устойчивому снижению пластового давления (более чем на 10%, что определено опытным путем в процессе промысловых испытаний) в области реагирующих добывающих скважин. После чего в реагирующие добывающие скважины закачивают кислотостойкий водоизоляционный состав, например тампонажный состав на основе фенолформальдегидных смол Арзамит-5 или СНПХ-3002, который преимущественно попадает в трещины и блокирует их. После закачивания водоизоляционного состава закачивают кислотосодержащий состав, содержащий соляную кислоту, например 10%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты с добавлением 0,25 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) ОП-10 и присадкой 2-3%-ной лимонной кислоты, что способствует интенсификации притока нефти. Последовательную обработку водоизоляционным и кислотосодержащим составами производят во всех реагирующих скважинах одновременно, что дает максимальное снижение обводненности продукции и увеличение дебита по нефти для участка залежи в целом. Обработанные скважины вводят в эксплуатацию, по истечении определенного интервала времени скважины могут вновь обводниться, тогда способ повторяют.Groups of production wells are formed with the injection well in the center so that the injection well is in the lower part of the reservoir structure with respect to the production wells with a production filter close to the oil-water contact. Oil is produced from a group of producing wells that are flooded with bottom water, and forced injection of fluid from the injection well in this group of wells is performed until the response of surrounding wells to this action, for example, by reducing water cut or increasing oil production. Also, VFD leads to a steady decrease in reservoir pressure (by more than 10%, which was determined empirically in the process of field tests) in the field of reactive production wells. Then, acid-resistant water-proofing composition is pumped into reacting production wells, for example, cement slurry based on Arzamit-5 or SNPCH-3002 phenol-formaldehyde resins, which mainly penetrates into the cracks and blocks them. After pumping the waterproofing composition, an acid-containing composition containing hydrochloric acid is pumped, for example, a 10% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid with the addition of 0.25 wt.% Surfactant OP-10 and an additive of 2-3% citric acid , which contributes to the intensification of oil inflow. Subsequent treatment with water-proofing and acid-containing compounds is carried out in all reacting wells at the same time, which gives the maximum reduction in water cut and an increase in oil production for the deposit site as a whole. Treated wells are put into operation, after a certain interval of time, the wells can be watered again, then the method is repeated.
Способ реализуют следующим образом. На залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа формируют группу добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина находилась в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам с эксплуатационным фильтром, приближенным к водонефтяному контакту, проводят ФОЖ из этой скважины. ФОЖ позволяет оттянуть воду, продвигающуюся по системе трещин к окружающим добывающим скважинам, и они реагируют. Контролируя параметры работы, определяют скважины, среагировавшие на ФОЖ, например, снижением обводненности или увеличением дебита по нефти. Также при ФОЖ в области реагирующих скважин постепенно происходит снижение пластового давления. После снижения пластового давления более чем на 10%, что позволяет закачать больший объем водоизоляционного состава, в каждую из среагировавших добывающих скважин закачивают водоизоляционный состав в объеме 15-25 м3, который позволяет блокировать трещины и оттеснить воду дальше от скважины, чем при проведении водоизоляционных работ без предварительного снижения пластового давления. В качестве водоизоляционного используют состав, стойкий к воздействию соляной кислоты. Примером указанного состава может быть продукт 119-204Н, который представляет собой смесь олигофенилхлорэтоксисилоксанов. Указанный продукт выпускают по ТУ 2229-442-05763441-2004, отвердителем для него является вода, содержащаяся в пласте. Также в качестве водоизоляционного может быть использован состав при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:The method is implemented as follows. A group of producing wells with an injection well in the center is formed on the deposits in the carbonate reservoirs of the fissure-pore type so that the injection well is in the lower part of the reservoir structure with respect to the producing wells with a production filter close to the oil-water contact. DF allows water to be drawn back, moving along a system of cracks to surrounding producing wells, and they respond. By monitoring the operating parameters, the wells that have responded to the DF are determined, for example, by a decrease in water cut or an increase in oil production. Also, in the field of reactive wells, formation pressure gradually decreases in the area of reactive wells. After reducing the reservoir pressure by more than 10%, which allows you to pump a larger volume of waterproofing composition, a waterproofing composition of 15-25 m 3 is pumped into each of the producing wells that can block cracks and displace water further from the well than during waterproofing works without preliminary reduction of reservoir pressure. As a waterproofing compound, a composition resistant to hydrochloric acid is used. An example of this composition can be product 119-204H, which is a mixture of oligophenylchloroethoxysiloxanes. The specified product is produced according to TU 2229-442-05763441-2004, the hardener for it is the water contained in the reservoir. Also, as a waterproofing composition can be used in the following ratio of components, parts by weight:
- модифицированное жидкое стекло - 100;- modified liquid glass - 100;
- вода - 100;- water - 100;
- этилацетат - 5-10;- ethyl acetate - 5-10;
- неонол АФ9 - 12-1,- neonol AF9 - 12-1,
(патент RU №2270328, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.02.2006 г.). Для приготовления последнего состава могут быть использованы 100 мас.ч. пресной воды, 100 мас.ч. высокомодульного растворимого стекла марки «Нафтосил» для гидроизоляции нефтяных пластов по ТУ 2145-002-12979928-2001, 1 мас.ч. поверхностно-активного вещества неонол АФ9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98 и 5-10 мас.ч. этилового эфира уксусной кислоты (этилацетата) по ГОСТ 8981-78. Рекомендуемые к применению водоизоляционные составы в качестве возможных не подвержены разрушению, а еще более упрочняются под действием соляной кислоты. После закачивания водоизоляционного состава и его отверждения ФОЖ прекращают. Далее в эти же скважины закачивают кислотосодержащий состав. Объем состава, закачиваемого в каждую скважину, составляет 0,4-1,0 м3 на метр нефтенасыщенной части пласта. В качестве кислотосодержащего состава используют состав для обработки карбонатных коллекторов, содержащий в качестве основного действующего компонента соляную кислоту. Известными примерами таких составов могут быть 16%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты или 10%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты с добавлением 0,25 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) ОП-10 (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К.Гиматутдинова / Р.С.Андриасов, И.Т.Мищенко, А.И.Петров и др. М., Недра, 1983, стр.346). Для приготовления этих составов могут быть использованы кислота соляная ингибированная, выпускаемая по ТУ 2458-264-05765670-99, и неионогенное ПАВ ОП-10, выпускаемое по ГОСТ 8433-1981, представляющее собой моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля на основе полимердистиллята. Кислота, взаимодействуя с карбонатной составляющей пористых блоков коллектора, создает в них каналы, что увеличивает приток нефти из пласта в скважину. Ранее закачиваемый водоизоляционный состав блокирует трещины, поэтому при закачивании кислотосодержащего состава им преимущественно будут обрабатываться низкопроницаемые нефтенасыщенные пористые блоки коллектора. Проведение водоизоляционных работ после снижения пластового давления позволяет блокировать обводненные трещины на большем удалении от скважины и оттеснить воду дальше, чем при проведении водоизоляционных работ без предварительного снижения пластового давления. Поэтому существенно снижается вероятность увеличения обводненности продукции скважины за счет прорыва воды по каналам, проделанным в пласте кислотой, что случается при кислотных обработках в обводненных скважинах, эксплуатирующих карбонатные пласты.(Patent RU No. 2270328, IPC ЕВВ 33/138, publ. 02.20.2006). For the preparation of the latter composition, 100 parts by weight can be used. fresh water, 100 parts by weight high-modulus soluble glass of the Naftosil brand for waterproofing oil reservoirs according to TU 2145-002-12979928-2001, 1 part by weight surfactant neonol AF9-12 according to TU 2483-077-05766801-98 and 5-10 wt.h. ethyl ester of acetic acid (ethyl acetate) according to GOST 8981-78. Recommended for use waterproofing compounds as possible are not subject to destruction, and even more hardened by the action of hydrochloric acid. After pumping the waterproofing composition and curing it, the FLF is stopped. Then, an acid-containing composition is pumped into the same wells. The volume of the composition injected into each well is 0.4-1.0 m 3 per meter of oil-saturated part of the reservoir. As an acid-containing composition, a composition for treating carbonate reservoirs containing hydrochloric acid as a main active ingredient is used. Known examples of such formulations can be a 16% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid or a 10% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid with the addition of 0.25 wt.% Surfactant OP-10 (Design and Engineering Development Guide oil exploitation, oil production, under the general editorship of Sh.K. Gimatutdinov / R.S. Andriasov, I.T. Mishchenko, A.I. Petrov et al. M., Nedra, 1983, p. 346). In order to prepare these compositions, inhibited hydrochloric acid, produced in accordance with TU 2458-264-05765670-99, and non-ionic surfactant OP-10, manufactured in accordance with GOST 8433-1981, which is a monoalkylphenyl ether of polyethylene glycol based on polymer distillate, can be used. The acid, interacting with the carbonate component of the porous blocks of the reservoir, creates channels in them, which increases the flow of oil from the reservoir into the well. The previously injected waterproofing composition blocks cracks; therefore, when pumping an acid-containing composition, they will primarily process low-permeability oil-saturated porous reservoir blocks. Carrying out waterproofing works after lowering the reservoir pressure allows waterlogged cracks to be blocked at a greater distance from the well and pushing water further than during waterproofing without first lowering the reservoir pressure. Therefore, the likelihood of increasing water cut in well production due to water breakthrough through channels made in the reservoir with acid, which happens during acid treatments in flooded wells operating carbonate formations, is significantly reduced.
Последовательное закачивание водоизоляционного состава и закачивание кислотосодержащего состава проводят во все реагирующие скважины одновременно. Одновременное закачивание водоизоляционного состава позволяет максимально эффективно блокировать воду, продвигающуюся по системе трещин для скважин, расположенных на одном участке залежи, предотвратив перераспределение направлений перемещения воды к необработанным скважинам. В кратчайшие сроки после проведения водоизоляционных работ создаются наиболее благоприятные условия для проведения кислотной стимуляции притока нефти, так как в этот момент блокированы обводненные трещины, вода оттеснена на максимальное расстояние от скважин, а новые пути продвижения воды к скважине еще не сформировались. Кислотная стимуляция одновременно во всех реагирующих скважинах сразу после проведения водоизоляционных работ будет направлена на нефтенасыщенные блоки пласта, а не в обводненные зоны, что обеспечит максимальное увеличение дебита по нефти для участка залежи в целом.Sequential injection of a water-proofing composition and pumping of an acid-containing composition is carried out in all reactive wells simultaneously. Simultaneous injection of a water-proofing composition allows blocking water moving along the system of cracks for wells located in one section of the reservoir as efficiently as possible, preventing the redistribution of directions of water movement to untreated wells. In the shortest possible time after the waterproofing works, the most favorable conditions are created for carrying out acid stimulation of oil inflow, since at that moment water-filled cracks were blocked, water was pushed to the maximum distance from the wells, and new ways of moving water to the well have not yet formed. Acid stimulation at the same time in all reacting wells immediately after the waterproofing works will be directed to the oil-saturated blocks of the reservoir, and not to the irrigated zones, which will provide the maximum increase in oil production for the reservoir site as a whole.
Обработанные скважины вводят в эксплуатацию, по истечении определенного интервала времени продукция скважин вновь может обводниться, тогда на этом же участке залежи способ реализуют повторно.The treated wells are put into operation, after a certain period of time, the production of wells can again be watered, then the method is re-implemented in the same area of the reservoir.
Предлагаемый способ продлевает период эффективной работы скважин, так как после завершения ФОЖ и восстановления пластового давления в области реагирующих скважин приток воды в них остается блокированным из-за предварительного проведения водоизоляционных работ. Эффект от проведения водоизоляционных работ сам по себе будет продолжительным, так как одновременно происходит блокирование трещин в пределах всего участка залежи на большом удалении от скважин кислотостойким водоизоляционным составом, а протяженный водоизоляционный экран, не подверженный разрушению закачиваемым вслед кислотосодержащим составом, способен дольше противостоять прорыву воды. Предлагаемый способ также позволяет увеличить добычу нефти, так как кислотная стимуляция притока нефти, проводимая одновременно в пределах всего участка залежи сразу после проведения водоизоляционных работ, будет направлена на нефтенасыщенные блоки пласта, а не в обводненные зоны.The proposed method extends the period of effective operation of the wells, since after completion of the drilling fluid and restoration of reservoir pressure in the area of the reacting wells, the influx of water in them remains blocked due to preliminary waterproofing. The effect of the waterproofing work itself will be long-lasting, since at the same time blocking of cracks occurs within the entire section of the deposit at a great distance from the wells with an acid-resistant waterproofing composition, and an extended waterproofing screen that is not susceptible to destruction by the acid-containing composition pumped after it can withstand water breakthrough longer. The proposed method also allows to increase oil production, since acid stimulation of oil flow, carried out simultaneously within the entire area of the reservoir immediately after the waterproofing, will be directed to oil-saturated blocks of the reservoir, and not to flooded areas.
Пример практического применения. Участок залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа разрабатывают добывающими скважинами. Скважинами на глубине 841 м вскрыли карбонатный пласт толщиной 22 м, верхняя часть пласта нефтенасыщенная, нижняя часть толщиной 8 м насыщена водой. Участок разрабатывали на естественном режиме до начала прогрессирующего обводнения скважин подошвенной водой, поступающей по трещинам. Построили карту структурной поверхности пласта и профиль пласта. На залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа сформировали группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре таким образом, чтобы нагнетательная скважина находилась в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим скважинам с эксплуатационным фильтром, приближенным к водонефтяному контакту. Оборудовали эту скважину высокопроизводительным электропогружным насосом и перевели на режим ФОЖ. В процессе добычи нефти из окружающих скважин в них производили замеры дебитов нефти, обводненности и пластового давления, которое составило 18 МПа. Через месяц выявили снижение обводненности продукции и постепенное падение давления в четырех скважинах из числа окружающих. Еще через неделю темпы падения пластового давления в скважинах, среагировавших снижением обводненности, замедлились, давление стало устойчиво пониженным (снизилось более чем на 10%, например, пластовое давление снизилось с 18 МПа до 15 МПа) в сравнении с величиной пластового давления, измеренной до ФОЖ. Во все среагировавшие снижением обводненности скважины закачали по 15,6 м3 водоизоляционного состава, представляющего собой смесь 100 мас.ч. (6,7 м3) жидкого стекла плотностью 1200 кг/м3; 5 мас.ч. (0,5 м3) этилацетата плотностью 800 кг/м3; 100 мас.ч. (8,0 м3) пресной воды плотностью 1000 кг/м и 1 мас.ч. (0,08 м3) неонола АФ9 -12 плотностью 1040 кг/м3. В течение 24 ч закачанный водоизоляционный состав отверждался, после чего прекратили ФОЖ. Далее в эти же скважины закачали по 5,6 м3 16%-ного водного раствора ингибированной соляной кислоты и оставили на реагирование в течение 3 ч. После реагирования обработанные скважины освоили и ввели в эксплуатацию.An example of practical application. The oil field in the carbonate reservoirs of the fracture-pore type is developed by producing wells. Wells at a depth of 841 m revealed a carbonate formation 22 m thick, the upper part of the formation is oil saturated, the lower part is 8 m thick, saturated with water. The site was developed in natural mode before the progressive flooding of wells with bottom water flowing through the cracks. Built a map of the structural surface of the reservoir and the profile of the reservoir. Groups of producing wells with an injection well in the center were formed on the deposits in fractured-pore carbonate reservoirs so that the injection well was in the lower part of the reservoir structure with respect to the producing wells with a production filter close to the oil-water contact. This well was equipped with a high-performance electric submersible pump and switched to the FOZ mode. In the process of oil production from surrounding wells, oil production rates, water cut and reservoir pressure were measured in them, which amounted to 18 MPa. A month later, a decrease in water cut and a gradual drop in pressure from four surrounding wells were revealed. A week later, the rate of decline in reservoir pressure in wells that responded by a decrease in water cut slowed down, the pressure became steadily lower (decreased by more than 10%, for example, reservoir pressure decreased from 18 MPa to 15 MPa) compared with the value of reservoir pressure measured before the mudflange . 15.6 m 3 of water-proofing composition, which is a mixture of 100 parts by weight, were pumped into all wells that responded by reducing water cut. (6.7 m 3 ) water glass with a density of 1200 kg / m 3 ; 5 parts by weight (0.5 m 3 ) ethyl acetate with a density of 800 kg / m 3 ; 100 parts by weight (8.0 m 3 ) fresh water with a density of 1000 kg / m and 1 wt.h. (0.08 m 3 ) neonol AF9 -12 with a density of 1040 kg / m 3 . Within 24 hours, the injected waterproofing composition was cured, after which the VF was stopped. Then, 5.6 m 3 of a 16% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid was pumped into the same wells and left to react for 3 hours. After the reaction, the treated wells were mastered and put into operation.
За счет водоизоляционных работ с одновременным блокированием трещин в пределах всего участка залежи кислотостойким водоизоляционным составом применение способа обеспечивает продление на 18-24 месяцев эффективного периода работы скважин со снижением обводненности продукции на 20-30%. За счет кислотной стимуляции притока нефти, направленной на нефтенасыщенные блоки пласта и последовательно проводимой сразу после водоизоляционных работ одновременно в пределах всего участка залежи, применение способа обеспечивает увеличение добычи нефти на участке залежи на 5-8%.Due to the waterproofing works with the simultaneous blocking of cracks within the entire area of the deposit with an acid-resistant waterproofing composition, the application of the method provides an extension for 18-24 months of the effective period of the wells with a decrease in water cut by 20-30%. Due to the acid stimulation of oil inflow directed to oil-saturated blocks of the reservoir and sequentially carried out immediately after waterproofing works simultaneously within the entire area of the reservoir, the application of the method provides an increase in oil production in the reservoir by 5-8%.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134990/03A RU2482269C2 (en) | 2011-08-19 | 2011-08-19 | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134990/03A RU2482269C2 (en) | 2011-08-19 | 2011-08-19 | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011134990A RU2011134990A (en) | 2013-02-27 |
| RU2482269C2 true RU2482269C2 (en) | 2013-05-20 |
Family
ID=48790076
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011134990/03A RU2482269C2 (en) | 2011-08-19 | 2011-08-19 | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2482269C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2550617C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of isolation of water influxes to well (versions) |
| RU2555975C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method to treat bottomhole area of production well |
| RU2614834C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood |
| CN110656920A (en) * | 2018-06-28 | 2020-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | Acid fracturing method for complex fractures in carbonate reservoir |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| RU2065951C1 (en) * | 1994-07-18 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт "НИИнефтепромхим" | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed |
| RU2084621C1 (en) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Method for treating bottom-hole zone of injection well |
| RU2129656C1 (en) * | 1997-06-20 | 1999-04-27 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Method of oil pool development |
| RU2204703C2 (en) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type |
| RU2270328C1 (en) * | 2004-08-19 | 2006-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of preparing grouting mortar |
| RU2319829C2 (en) * | 2005-10-03 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil deposit development |
| RU2323325C2 (en) * | 2006-01-10 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method for theft zone of reservoir |
| RU2386803C1 (en) * | 2008-09-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of acidising of holebottom area treatment of terrigenous collector |
-
2011
- 2011-08-19 RU RU2011134990/03A patent/RU2482269C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| RU2065951C1 (en) * | 1994-07-18 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт "НИИнефтепромхим" | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed |
| RU2084621C1 (en) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Method for treating bottom-hole zone of injection well |
| RU2129656C1 (en) * | 1997-06-20 | 1999-04-27 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Method of oil pool development |
| RU2204703C2 (en) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type |
| RU2270328C1 (en) * | 2004-08-19 | 2006-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of preparing grouting mortar |
| RU2319829C2 (en) * | 2005-10-03 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil deposit development |
| RU2323325C2 (en) * | 2006-01-10 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method for theft zone of reservoir |
| RU2386803C1 (en) * | 2008-09-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of acidising of holebottom area treatment of terrigenous collector |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Энциклопедия полимеров./ Под ред. В.А. КАБАНОВА. - М.: Советская энциклопедия, 1977, т.3, колонка 718, 2 абзац снизу. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2550617C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of isolation of water influxes to well (versions) |
| RU2555975C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method to treat bottomhole area of production well |
| RU2614834C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood |
| CN110656920A (en) * | 2018-06-28 | 2020-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | Acid fracturing method for complex fractures in carbonate reservoir |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011134990A (en) | 2013-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103937475B (en) | Carbon dioxide acidification blocking remover and process of not reversely discharging raffinate after acidification | |
| RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| CN105089600B (en) | Method for assisting horizontal well in dragging type hydraulic jet reconstruction through temporary blocking steering material | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| RU2482269C2 (en) | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| CN110671085B (en) | Horizontal well acidizing process based on composite acid system | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| WO2017040562A1 (en) | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
| RU2494246C1 (en) | Treatment method of bore-hole zone | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2142557C1 (en) | Method of development of oil pool | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
| RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| CN101949283A (en) | Water reducing, de-plugging and yield increasing integrated process | |
| RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170820 |