RU2584025C1

RU2584025C1 - Method of reducing water influx to multilateral wells

Info

Publication number: RU2584025C1
Application number: RU2014148509/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Илгам Гарифзянович Газизов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2014-12-02
Filing date: 2014-12-02
Publication date: 2016-05-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in developing multiple-zone or layer of oil deposit with predominantly pore type by multi-branch horizontal wells. Method of reducing water influx to multi-hole wells involves selection of productive multi-hole horizontal well, each shaft of which utilises separate oil-saturated layer, pumping of working agent in it and start of well production. Laboratory tests on core of each of interlayers, during which are migration of fine clay particles from pores under action of working agent and blockage of pore channels, defined by reduction of phase permeability collector of water is not less than 1.5 times. As working fluid for injection of water with overall mineral content of salts of not more than 5 g/l and density of not more than 1,080 kg/m³ - low-salted water and/or water with pH of more than 8.0 d. units - alkaline water. In selected producer influx of water from each of interlayers, pumping of low-salt and/or alkaline water is carried out separately in each of layers in selected production well, and nearest located at a distance of not more than 600 m, injection well. In each layer of pumping is performed simultaneously in production and injection wells, values of initial flow rate of low-salt and/or alkaline water for each interlayer is determined proportional to concentration of fine clay particles at core during laboratory studies, but in sum over all interlayers not less than flow rate in injection well waste or brine water to pumping of working agent. Pumping of low-salt and/or alkaline water in each layer is performed during time proportional to water cut of each shaft of production well, but not less than five days after injection in each layer. Production well is brought into operation at same conditions as before pumping and injection well is transformed for pumping waste or brine water with flow rate to injection of working agent. Injection cycles of low-salt and/or alkaline water is repeated as watering of production well at 10-30 % relative to water cut after previous cycle of injection and recovery of working agent. Volume of low-salt and/or alkaline water in each subsequent cycle is increased.

EFFECT: higher efficiency of isolation of water inflow to multi-hole horizontal wells and increasing oil recovery factor of deposit.

1 cl, 1 dwg, 4 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer or layered oil reservoir with a predominantly pore type of reservoir with multilateral horizontal wells.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полиакриламида и кислоты. В известном способе в качестве раствора полиакриламида используют гелеобразующий раствор полиакриламида, объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности, операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока, проводят технологическую выдержку для образования геля, промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины. Дополнительно перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой, проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт (патент РФ №2101484, кл. Е21В 43/27, опубл. 10.01.1998).A known method of isolating water inflows in horizontal or inclined trunks of production wells, including the injection of a solution of polyacrylamide and acid into the bottomhole zone. In the known method, a polyacrylamide gelling solution is used as a polyacrylamide solution, injection volumes of the polyacrylamide gelling solution and an acid solution are pushed into the formation with increased density water, operations start from the far end of the water inflow interval and are repeated as they move along the water inflow interval, technological exposure is performed to form a gel, washing the well with hydrocarbon fluid from the far end of the well. Additionally, before the isolation of water inflows, the long production interval of the well is filled with acid, technological exposure is carried out in the bath mode and the acid is pushed into the formation (RF patent No. 2101484, CL ЕВВ 43/27, publ. 10.01.1998).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на время отверждения раствора полимера. В известном способе перед закачкой раствора полимера в скважину закачивают для создания профилактического фильтрационного слоя вязкую нефть с наполнителями, растворимыми в легкой нефти или кислоте, размер частиц которых больше размера пор и каналов в нефтеносной части горизонтального ствола, но меньше размеров каналов в зоне водопритока, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, осуществляют продавку ГПТС сначала нефтью, затем водой, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту, или легкую нефть, или дизельное топливо, или дистиллят. Дополнительно при высокой приемистости в интервале водопритока в горизонтальный ствол после создания профилактического фильтрационного слоя в него закачивают гидрофобный тампонажный состав ГТС на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или смесь указанных ГТС и ГПТС (патент РФ №2286447, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.10.2006 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of isolating water inflows in a horizontal well of producing wells, which involves injecting a polymer solution into the bottomhole zone, pumping a polymer solution with water, and shutting down a well while the polymer solution is curing. In the known method, before injecting the polymer solution into the well, viscous oil with fillers soluble in light oil or acid is injected into the well to create a preventive filtration layer, the particle size of which is larger than the pore and channel size in the oil-bearing part of the horizontal wellbore, but smaller than the channel size in the water inflow zone, As a polymer solution, a hydrophobic polymer grouting composition of GPTS is used, GPPS is sold first with oil, then with water, the cured GPTS is drilled, acid is injected, or light oil, or diesel, or distillate. Additionally, at a high injectivity in the interval of water inflow into the horizontal well after creating a preventive filtration layer, a hydrophobic grouting composition of hydraulic structures based on hydrocarbon liquid with hydrophilic powder material or a mixture of the indicated hydraulic structures and GPTS are pumped into it (RF patent No. 2286447, CL ЕВВ 43/27, publ. October 27, 2006 - prototype).

Недостатком известных способов является невысокая эффективность водоизоляции ввиду недостаточного прониковения водоизоляционных составов в пласт. В результате длительность эффекта водоизоляции не превышает одного-двух месяцев. При наличии системы поддержания пластового давления также не учитывается возможность закачки водоизоляционных составов через нагнетательные скважины. Нефтеотдача залежей оказывается невысокой. Если залежь представлена несколькими пластами или слоистой залежью, то известные способы не обеспечивают высокую нефтеотдачу. Кроме того, известные способы имеют достаточно сложные технические и технологические процессы.A disadvantage of the known methods is the low efficiency of waterproofing due to the insufficient penetration of waterproofing compositions into the reservoir. As a result, the duration of the waterproofing effect does not exceed one to two months. In the presence of a reservoir pressure maintenance system, the possibility of pumping water-proofing compounds through injection wells is also not taken into account. Oil recovery is low. If the reservoir is represented by several layers or a layered reservoir, then the known methods do not provide high oil recovery. In addition, the known methods have quite complex technical and technological processes.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к многозабойным горизонтальным скважинам и соответственно увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы до полного обводнения.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of water inflow to multilateral horizontal wells and, accordingly, increasing the oil recovery coefficient of the deposit developed by these wells due to their maximum long-term operation until complete flooding.

Задача решается тем, что в способе снижения водопритока к многозабойным скважинам, включающем выбор добывающей многозабойной горизонтальной скважины, каждый ствол которой эксплуатирует отдельный нефтенасыщенный пропласток, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, согласно изобретению предварительно проводят лабораторные исследования на керне каждого из пропластков, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза, в качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м³ - малосольную воду и/или воду с водородным показателем рН более 8,0 д.ед. - щелочную воду, в выбранной добывающей скважине определяют приток воды с каждого из пропластков, закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют отдельно в каждый из пропластков как в выбранную добывающую скважину, так и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 600 м, нагнетательную скважину, причем в каждый пропласток закачку ведут одновременно в добывающую и нагнетательную скважины, значения начального расхода малосольной и/или щелочной воды для каждого пропластка определяют пропорционально концентрации мелкодисперсных глинистых частиц на выходе из керна при проведении лабораторных исследований, но в сумме по всем пропласткам не менее, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до закачки рабочего агента, закачку малосольной и/или щелочной воды в каждый пропласток ведут в течение времени, пропорционального обводненности каждого ствола добывающей скважины, но не менее пяти суток, после проведения закачки в каждый пропласток, добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до закачки рабочего агента, циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности добывающей скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора рабочего агента, при этом объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают.The problem is solved in that in the method of reducing water inflow to multilateral wells, including selecting a producing multilateral horizontal well, each well of which operates a separate oil-saturated interlayer, pumping a working agent into it and putting the well into production, laboratory tests are carried out on the core of each of the interlayers according to the invention during which they reveal the possibility of migration of fine clay particles from the pores under the action of the working agent and clogging of the pore channels with them, It is possible to reduce the phase permeability of the collector by water by at least 1.5 times, use water with a total salt salinity of not more than 5 g / l and a density of not more than 1080 kg / m ³ - salted water and / or water as a working agent for injection with a pH of more than 8.0 units - alkaline water, in the selected production well, the influx of water from each of the layers is determined, saline and / or alkaline water is pumped separately into each of the layers both in the selected production well and the closest injection well located at a distance of not more than 600 m, moreover, injection into each interlayer is simultaneously conducted into production and injection wells, the initial flow rate of salted and / or alkaline water for each interlayer is determined in proportion to the concentration of finely dispersed nitrous particles at the core exit during laboratory tests, but in total for all the interlayers, not less than the flow of sewage or produced water into the injection well before the working agent is injected, salted and / or alkaline water is injected into each interlayer for a time proportional to the water content of each well of the producing well, but not less than five days, after injection into each interlayer, the producing well is put into operation under the same conditions as before injection, and the injection well is transferred to and the injection of wastewater or produced water with a flow rate prior to the injection of the working agent, the cycles of injection of salted and / or alkaline water are repeated with an increase in water cut of the producing well by 10-30% relative to the water cut after the previous cycle of injection and selection of the working agent, while the volume of injection of salted and / or alkaline water in each subsequent cycle is increased.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу многопластовой нефтяной залежи или залежи, продуктивный пласт которой представлен слоистым коллектором, разрабатываемой многозабойными горизонтальными скважинами (МЗГС), существенное влияние оказывает длительность работы каждого ствола до полного обводнения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют снизить водоприток к МЗГС. Неоднородность коллектора и разница в подвижности закачиваемой воды и нефти приводят неравномерному продвижению фронта закачки как по пропласткам, так и по площади, и к обводнению участков стволов добывающих скважин по наиболее проницаемым участкам пласта. Для снижения водопритока к добывающим МЗГС необходимо уменьшить фазовую проницаемость по воде в промытых участках пласта как вдоль стволов скважин, так и по каждому стволу в отдельности. Многочисленными исследованиями установлено, что в большинстве коллекторов закачка малосольной воды (под малосольной или пресной водой здесь и далее понимается вода с общей минерализацией солей не более 5 г/л) или щелочной воды приводит к снижению электростатических сил, удерживающих в порах глинистые мелкодисперсные частицы, их срыву с поверхности пор, миграции и забиванию поровых каналов. Причем забивание пласта происходит именно в тех участках, где движется и прорывается к участкам горизонтальных стволов закачиваемая вода. Поэтому фазовая проницаемость по нефти почти не изменяется, а по воде - снижается. Эффект аналогичен адсорбции закачиваемого агента при полимерном заводнении. Если пласт представлен трещиноватым коллектором, то вода проходит по трещинам и эффективность закачки малосольной или щелочной воды для снижения водопритока уменьшается. Поэтому предлагаемый способ осуществляют на преимущественно поровых коллекторах. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к МЗГС и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи с поровым типом коллектора за счет закачки малосольной и/или щелочной воды в добывающие скважины и оптимизации параметров закачки в нагнетательных скважинах. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a multilayer oil reservoir or reservoir, the productive layer of which is represented by a layered reservoir developed by multilateral horizontal wells (MZGS), is significantly affected by the duration of each well until complete flooding. Existing technical solutions do not fully reduce water inflow to the MZGS. The heterogeneity of the reservoir and the difference in mobility of the injected water and oil lead to uneven advancement of the injection front both over the interlayers and over the area, and to flooding sections of the production well bores along the most permeable sections of the reservoir. In order to reduce water inflow to producing MZGS, it is necessary to reduce the phase permeability of water in the washed sections of the formation both along the wellbore and separately for each wellbore. Numerous studies have found that in most reservoirs, the injection of salted water (hereinafter referred to as salted or fresh water is understood to mean water with a total mineralization of salts of not more than 5 g / l) or alkaline water leads to a decrease in electrostatic forces holding clay particles in the pores, their disruption from the surface of the pores, migration and clogging of the pore channels. Moreover, the clogging of the reservoir occurs precisely in those areas where the injected water moves and breaks through to the sections of horizontal shafts. Therefore, the phase permeability for oil is almost unchanged, and for water it decreases. The effect is similar to the adsorption of an injected agent during polymer flooding. If the formation is represented by a fractured reservoir, then the water passes through the cracks and the efficiency of pumping salted or alkaline water to reduce water inflow is reduced. Therefore, the proposed method is carried out mainly on pore collectors. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of water inflow to the MZGS and increasing the oil recovery coefficient of deposits with a pore type of collector by pumping salted and / or alkaline water into production wells and optimizing the injection parameters in injection wells. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с профилем скважин. Обозначения: I, II и III - нефтенасыщенные пропластки, 1 - участок нефтяной залежи, 2 - добывающая МЗГС, 3 - вертикальная нагнетательная скважина, 4, 5, 6 - «рукава» обводнения от нагнетательной скважины 3 соответственно в пропластках I, II и III.In FIG. 1 is a schematic representation of a section of an oil reservoir with a well profile. Designations: I, II, and III — oil-saturated interlayers, 1 — oil deposit section, 2 — production MZGS, 3 — vertical injection well, 4, 5, 6 — waterlogging “branches” from injection well 3, respectively, in interlayers I, II, and III .

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

На участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1) выбирают МЗГС 2, к которой необходимо уменьшить водоприток. Приток воды может быть вызван как подтягиванием подошвенных или краевых вод, так и действием ближайших нагнетательных скважин 3. В данном способе рассматривается обводнение, вызванное нагнетательными скважинами 3. Добывающая скважина 2 может и не иметь высокую степень текущей обводненности, тем не менее в которой расчеты, например на гидродинамической модели, показывают прорыв воды в будущем по пропласткам I, II и III.At the site of oil reservoir 1 (Fig. 1), the MZGS 2 is chosen, to which it is necessary to reduce the water inflow. Water inflow can be caused both by pulling bottom or marginal waters, and the action of the nearest injection wells 3. This method considers flooding caused by injection wells 3. Production well 2 may not have a high degree of current water cut, nevertheless, the calculations for example, in the hydrodynamic model, they show a breakthrough of water in the future along interlayers I, II, and III.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемых пропластков I, II и III (которые эксплуатирует МЗГС 2), отобранных с данной или ближайших соседних скважин. В ходе лабораторных экспериментов сначала экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают пластовой или сточной водой (искусственной, приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта), закачивают пластовую нефть (данного пласта), затем вытесняют нефть пластовой водой, закачивают нефть второй раз и вновь вытесняют нефть, но уже малосольной и/или щелочной водой. Закачку ведут с расходом 1 мл/мин, что исключает влияние страгивания большого количества мелкодисперсных частиц с поверхности пор за счет сил инерции. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м³, а в качестве щелочной - воду с водородным показателем рН более 8,0 д.ед. Выбор солей и прочих параметров закачиваемой в керн малосольной воды определяют по известному составу той пресной или малосольной воды, которую собираются закачивать в залежь. Для щелочной воды - аналогично, но с добавлением примесей, повышающих рН. Например, при наличии водоема пресной воды проводят химический анализ данной воды и затем в лаборатории готовят «искусственную» воду с теми же характеристиками. Причем закачивать воду в керн из самого водоема можно только в случае ее очистки от механических примесей и микроорганизмов. Если хотят повысить рН воды, то добавляют пепел (золу), представляющий из себя остатки от сжигания твердых видов топлив.Previously, laboratory studies are carried out on the core of the considered strata I, II and III (which are operated by the MZGS 2), selected from this or the nearest neighboring wells. During laboratory experiments, the extracted and evacuated core is first saturated with formation or waste water (artificial water prepared according to the ionic composition of the water in this formation), the formation oil (of this formation) is pumped, then the oil is displaced with produced water, the oil is pumped a second time and the oil is again displaced, but already salted and / or alkaline water. Injection is carried out at a flow rate of 1 ml / min, which eliminates the effect of straining a large number of fine particles from the pore surface due to inertia forces. Water with a salinity of not more than 5 g / l and a density of not more than 1080 kg / m ^{3 is} used as salted salt, and water with a pH of more than 8.0 units is used as alkaline. The choice of salts and other parameters of salted water pumped into the core is determined by the known composition of the fresh or salted water that they are going to pump into the reservoir. For alkaline water - similarly, but with the addition of impurities that increase pH. For example, in the presence of a freshwater reservoir, a chemical analysis of this water is carried out and then “artificial” water with the same characteristics is prepared in the laboratory. Moreover, water can be pumped into the core from the reservoir itself only if it is cleaned of mechanical impurities and microorganisms. If you want to increase the pH of the water, then add ash (ash), which is the residue from burning solid fuels.

Исследования показали, что при закачке воды с общей минерализацией солей более 5 г/л и плотностью более 1080 кг/м3, а также рН менее 8,0 д.ед. практически не наблюдается миграции мелкодисперсных частиц (за исключением частиц в несколько нанометров, наблюдаемых на выходе из образца и не влияющих на его проницаемость) и соответственно изменения фазовой проницаемости по воде.Studies have shown that when water is injected with a total salinity of more than 5 g / l and a density of more than 1080 kg / m3, as well as a pH of less than 8.0 units. there is practically no migration of finely dispersed particles (with the exception of particles of several nanometers, observed at the exit from the sample and not affecting its permeability) and, accordingly, changes in the phase permeability through water.

В результате лабораторных экспериментов выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. Следует отметить, что многочисленные лабораторные эксперименты показывают, что при закачке малосольной или щелочной воды в керны абсолютная проницаемость снижается до определенной величины и далее стабилизируется. Поэтому закачивать малосольную или щелочную воду в реальный пласт в объемах больших, чем в ходе лабораторных тестов (с учетом соотношения поровых объемов керна и пласта), не имеет смысла.As a result of laboratory experiments, the possibility of migration of fine clay particles from the pores under the action of the working agent and clogging of the pore channels by them, determined by a decrease in the phase permeability of the collector by water by at least 1.5 times, is revealed. It should be noted that numerous laboratory experiments show that when salted or alkaline water is injected into the cores, the absolute permeability decreases to a certain value and then stabilizes. Therefore, pumping salted or alkaline water into a real reservoir in volumes greater than during laboratory tests (taking into account the ratio of pore volumes of core and formation) does not make sense.

Исследования показали, что при снижении фазовой проницаемости по воде менее чем в 1,5 раза при закачке малосольной и/или щелочной воды по сравнению с пластовой прирост конечного коэффициента нефтеизвлечения по залежи не превышает 0,5%, что экономически не оправдывает затраты на закачку малосольной и/или щелочной воды. Поэтому если лабораторные исследования показывают отсутствие уменьшения фазовой проницаемости по воде более чем в 1,5 раза по какому-либо из пропластков, то по нему мероприятия по закачке малосольной и/или щелочной воды не проводят, а закачивают водоизоляционные составы (по другим технологиям), например, на основе геля.Studies have shown that with a decrease in the phase permeability of water by less than 1.5 times during the injection of salted and / or alkaline water compared to the reservoir growth of the final oil recovery coefficient for the reservoir does not exceed 0.5%, which does not economically justify the cost of pumping salted and / or alkaline water. Therefore, if laboratory studies show the absence of a decrease in phase permeability by more than 1.5 times in water for any of the layers, then it does not carry out activities for the injection of salted and / or alkaline water, but waterproofing compounds are pumped (using other technologies), for example, based on a gel.

Таким образом, в результате лабораторных экспериментов получают концентрацию мелкодисперсных глинистых частиц для каждого из пропластков. Если пропластков (и соответственно стволов МЗГС), например, три, то концентрации частиц составляют C₁, С₂, С₃.Thus, as a result of laboratory experiments, a concentration of fine clay particles for each of the layers is obtained. If there are three interlayers (and, respectively, MZGS trunks), then the particle concentrations are C ₁ , C ₂ , C ₃ .

Далее в выбранную добывающую МЗГС 2 и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 600 м (при измерении наименьшего расстояния между стволами в продуктивном пласте), нагнетательную скважину 3 (вертикальную или МЗГС) закачивают малосольную и/или щелочную воду. В каждый пропласток I, II и III закачку ведут одновременно в добывающую 2 и нагнетательную 3 скважины. Значения начального расхода q_n малосольной и/или щелочной воды для каждого пропластка n определяют пропорционально концентрации C_n мелкодисперсных глинистых частиц на выходе из керна при проведении лабораторных исследований, но в сумме по всем пропласткам ΣC_n не менее, чем расход в нагнетательную скважину 3 сточной или пластовой воды до проведения закачки рабочего агента, т.е.Then, saline and / or alkaline water is pumped into injection well 3 (vertical or MZGS) into the selected producing MZGS 2 and the closest one located at a distance of no more than 600 m (when measuring the smallest distance between the trunks in the reservoir). In each layer I, II and III, injection is conducted simultaneously into production 2 and injection 3 wells. The values of the initial flow rate q _{n of} salted and / or alkaline water for each layer n are determined in proportion to the concentration C _{n of} fine clay particles at the core exit during laboratory tests, but in total for all layers ΣC _n no less than the flow rate into the injection well 3 of sewage or produced water before injection of the working agent, i.e.

где q - общий расход малосольной и/или щелочной воды.where q is the total consumption of salted and / or alkaline water.

Если нагнетательная скважина 3 расположена на расстоянии более 600 м от добывающей МЗГС 2, то, согласно исследованиям, закачка в нее малосольной и/или щелочной воды практически не оказывает влияние на нефтеотдачу. Расчет расхода в каждый пропласток по формуле (1) позволяет учесть влияние свойств коллектора и мелкодисперсных глинистых частиц. Более высокий расход воды по сравнению с тем, что был до закачки рабочего агента в нагнетательную скважину 3, позволяет дополнительно повысить подвижность мелкодисперсных частиц за счет инерционных сил.If the injection well 3 is located at a distance of more than 600 m from the producing MZGS 2, then, according to studies, the injection of salted and / or alkaline water into it has practically no effect on oil recovery. The calculation of the flow rate into each interlayers according to the formula (1) allows us to take into account the influence of the properties of the reservoir and fine clay particles. A higher water consumption compared to what was before the injection of the working agent into the injection well 3, allows you to further increase the mobility of fine particles due to inertial forces.

Закачку малосольной и/или щелочной воды в каждый пропласток п ведут в течение времени t_n, пропорционального обводненности B_n каждого ствола добывающей МЗГС 2, но не менее пяти суток:Salted and / or alkaline water is injected into each interlayer n for a time t _n proportional to the water cut B _{n of} each trunk of the producing MZGS 2, but not less than five days:

где t - суммарное время закачки по всем пропласткам.where t is the total injection time for all layers.

За время t, согласно исследованиям, мелкодисперсные частицы успевают забить поровые каналы в обводнившихся участках пласта. Однако установлено, что для абсолютного большинства коллекторов закачка менее пяти суток практически не приводит к снижению обводненности скважины 2. Закачка по времени, пропорционального обводненности, позволяет сделать последующий приток к МЗГС 2, а соответственно и выработку запасов нефти, более равномерным.During time t, according to studies, fine particles have time to clog pore channels in flooded sections of the reservoir. However, it was found that for the vast majority of reservoirs, injection of less than five days practically does not lead to a decrease in water cut in well 2. The injection in time proportional to water cut allows making the subsequent inflow to MZGS 2, and accordingly the development of oil reserves, more uniform.

После проведения закачки в каждый пропласток добывающую МЗГС 2 пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину 3 переводят на закачку сточной или пластовой воды с таким же расходом, что и до проведения закачки рабочего агента. Исследования подтвердили, что при отборе жидкости частицы, забившие поровые каналы, не выходят обратно.After injection into each interlayer, the producing MZGS 2 is put into operation under the same conditions as before injection, and the injection well 3 is transferred to the injection of waste or produced water with the same flow rate as before the injection of the working agent. Studies have confirmed that particles that clog pore channels do not exit when fluid is taken.

Закачанная и смешанная с пластовой вода частично отбирается в течение нескольких суток, после чего обводненность скважины снижается.Injected and mixed with produced water is partially withdrawn within a few days, after which the water cut of the well is reduced.

Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности скважины 2 на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды, при этом объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. Очевидно, что после первого цикла закачки малосольной воды и забивания поровых каналов в обводнившихся зонах пласта пуск МЗГС 2 в добычу приведет к тому, что вода, которая до этого была причиной обводнения скважины, начнет «искать» новые пути к стволам скважины следуя наименьшему сопротивлению. Это соответственно приведет через некоторое время к новому росту обводненности. Для того чтобы забить другие, вновь обводнившиеся участки пласта, необходимо провести повторно закачку малосольной воды, аналогично первому циклу. Исследования показали, что наибольший коэффициент нефтеизвлечения достигается при проведении повторного и каждого последующего цикла закачки при росте обводненности скважины на 10-30%. Увеличивающийся объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле, согласно расчетам, позволяет воде проникнуть глубже в пласт относительно предыдущей закачки и забить более отдаленные участки пласта, что увеличивает период до следующей закачки и соответственно повышает нефтеотдачу.The saline and / or alkaline water injection cycles are repeated when the water cut of well 2 is increased by 10-30% relative to the water cut after the previous injection cycle and selection of the injected water, while the saline and / or alkaline water injection volume in each subsequent cycle is increased. Obviously, after the first cycle of salted water injection and clogging of the pore channels in the flooded zones of the formation, the launch of the MZGS 2 into production will lead to the fact that the water, which had previously caused the watering of the well, will begin to “search” for new paths to the wellbore following the least resistance. This, accordingly, will lead after a while to a new increase in water cut. In order to hammer in other, newly watered sections of the reservoir, it is necessary to re-inject salted water, similar to the first cycle. Studies have shown that the highest oil recovery rate is achieved by repeated and each subsequent injection cycle with a well water cut of 10-30%. According to calculations, the increasing injection volume of salted and / or alkaline water in each subsequent cycle allows water to penetrate deeper into the formation relative to the previous injection and clog more distant portions of the formation, which increases the period until the next injection and, accordingly, increases oil recovery.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности изоляции водопритока к МЗГС и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы их стволов до полного обводнения.The result of the implementation of this method is to increase the efficiency of isolation of water inflow to the MZGS and increase the oil recovery coefficient of the deposit developed by these wells, due to their maximum long-term operation of their shafts until they are completely flooded.

Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method

Пример 1. На участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1), коллектор которой представлен терригенным поровым типом с тремя нефтенасыщенными пропластками I, II и III, выбирают добывающую МЗГС 2, каждый ствол которой эксплуатирует отдельный пропласток. Дебит нефти МЗГС 2 составляет 10,7 т/сут, жидкости 267,5 т/сут, обводненность 96,0%, забойное давление 7 МПа, расположенную в чисто нефтяной зоне. Текущее пластовое давление в зоне отбора скважины составляет 11 МПа.Example 1. In the area of oil reservoir 1 (Fig. 1), the reservoir of which is represented by a terrigenous pore type with three oil-saturated interlayers I, II, and III, a producing MZGS 2 is selected, each trunk of which operates a separate interlayer. The oil production rate of MZGS 2 is 10.7 tons / day, liquids 267.5 tons / day, water cut 96.0%, bottomhole pressure 7 MPa, located in a purely oil zone. The current reservoir pressure in the well selection zone is 11 MPa.

Коллектор участка залежи залегает на средней глубине 1450 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина верхнего пропластка I составляет 7 м, среднего II - 9 м, нижнего III - 5 м. Начальная нефтенасыщенность коллектора составляет 0,8 д.ед., начальное пластовое давление 15 МПа, давление насыщения нефти газом 3 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 26,9 мПа·с. Объемная глинистость коллектора в районе рассматриваемой скважины составляет 0,7%. Общая минерализация пластовой воды составляет 233,5 г/л, из которых 192,2 г/л приходится на соли NaCl, 8,6 г/л - MgCl₂, 0,6 г/л - MgSO₄, 32,0 г/л - CaCl₂, 0,1 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1150 кг/м³.The reservoir reservoir lies at an average depth of 1450 m, the average effective oil-saturated thickness of the upper interlayer I is 7 m, the average II - 9 m, the lower III - 5 m. The initial oil saturation of the reservoir is 0.8 units, the initial reservoir pressure is 15 MPa , oil saturation pressure of gas 3 MPa, oil viscosity in reservoir conditions of 26.9 MPa · s. The volumetric clay content of the reservoir in the region of the considered well is 0.7%. The total mineralization of produced water is 233.5 g / l, of which 192.2 g / l are NaCl salts, 8.6 g / l - MgCl ₂ , 0.6 g / l - MgSO ₄ , 32.0 g / l - CaCl ₂ , 0.1 g / l - NaHCO ₃ . The density of produced water is 1150 kg / m ³ .

На поверхности в нескольких километрах от устья скважины имеется водоем с пресной водой. Общая минерализация данной пресной (малосольной) воды составляет 0,95 г/л, из которых 0,04 г/л приходится на соли NaCl, 0,05 г/л - MgCl₂, 0,21 г/л - MgSO₄, 0,28 г/л - CaCl₂, 0,37 г/л - NaHCO₃. Плотность малосольной воды составляет 1010 кг/м³.On the surface a few kilometers from the wellhead there is a body of fresh water. The total salinity of this fresh (lightly salted) water is 0.95 g / l, of which 0.04 g / l are NaCl salts, 0.05 g / l - MgCl ₂ , 0.21 g / l - MgSO ₄ , 0 28 g / l - CaCl ₂ ; 0.37 g / l - NaHCO ₃ . The density of salted water is 1010 kg / m ³ .

Спуском пакеров на гибких трубах и отсечением каждого из стволов определяют приток и обводненность каждого ствола. Исследования показали, что по верхнему пропластку I дебит нефти составляет 2,4 т/сут, жидкости 61,5 т/сут, обводненность 96,1%, по пропластку II дебит нефти 1,9 т/сут, жидкости 124,3 т/сут, обводненность 98,5%, по пропластку III дебит нефти 6,4 т/сут, жидкости 81,7 т/сут, обводненность 92,2%.By lowering the packers on flexible pipes and cutting off each of the trunks, the inflow and watering of each trunk are determined. Studies have shown that in the upper interlayer I, the oil flow rate is 2.4 tons / day, liquids 61.5 tons / day, water cut 96.1%, in the middle layer II oil flow rates are 1.9 tons / day, liquids 124.3 tons / day. day, water cut 98.5%, interlayer III oil flow rate of 6.4 tons / day, liquids 81.7 tons / day, water cut 92.2%.

Гидродинамическое моделирование показало, что обводнение МЗГС 2, после ее бурения и эксплуатации в течение 18 лет, вызвано прорывом от ближайшей вертикальной нагнетательной скважины 3, расположенной на расстоянии 600 м, «рукавов» воды 4-6 (по большей части 5 по пропластку II). И, согласно прогнозу, через ближайшие два года обводненность среднего ствола, эксплуатирующего пропласток II, может увеличиться до 98% и более. При этом обводненность остальных стволов также должна значительно возрасти. Приемистость нагнетательной скважины 3 составляет 100 м³/сут, закачивается сточная вода.Hydrodynamic modeling showed that the watering of the MZGS 2, after drilling and operating for 18 years, was caused by the breakthrough from the nearest vertical injection well 3, located at a distance of 600 m, of the “sleeves” of water 4-6 (for the most part 5 on interlayer II) . And, according to the forecast, in the next two years, the water cut of the middle trunk operating interlayers II may increase to 98% or more. At the same time, the water cut of the remaining trunks should also increase significantly. The injectivity of injection well 3 is 100 m ³ / day, sewage is pumped.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемых пропластков. Керн был отобран во время бурения с каждого из пропластков I-III. Объемная глинистость кернов составляет 0,7%. В ходе лабораторных экспериментов экстрагированный и отвакуумированный керн сначала насыщают искусственной пластовой водой (с общей минерализацией 233,5 г/л), приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта. Закачивают пластовую нефть (данного пласта) и создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Затем вытесняют нефть этой же пластовой водой. Закачивают нефть второй раз и вновь создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Окончательно вытесняют нефть, но уже малосольной водой (с общей минерализацией 0,95 г/л и плотностью 1010 кг/м³). Закачку как нефти, так и воды в ходе лабораторных экспериментов ведут с расходом 1 мл/мин.Preliminary laboratory tests are carried out on the core of the considered interlayers. The core was selected during drilling from each of the interlayers I-III. The bulk clay content of the cores is 0.7%. During laboratory experiments, the extracted and evacuated core is first saturated with artificial formation water (with a total salinity of 233.5 g / l) prepared according to the ionic composition of the water in this formation. Injected reservoir oil (of this reservoir) and create an initial water saturation of 0.2 d.ed. Then the oil is displaced by the same formation water. Oil is pumped a second time and the initial water saturation of 0.2 day units is again created. The oil is finally displaced, but with salted water (with a total salinity of 0.95 g / l and a density of 1010 kg / m ³ ). Both oil and water are pumped during laboratory experiments at a flow rate of 1 ml / min.

По результатам анализа лабораторных экспериментов установили, что при закачке искусственной пластовой воды концентрация мелкодисперсных глинистых частиц не превышает 0,8·10^-3 г/л, а при закачке малосольной воды - составляет по пропластку I - 110·10^-3 г/л, по пропластку II - 190·10^-3 г/л, по пропластку III - 220·10^-3 г/л. При этом в среднем фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности изменяется с 0,042 д.ед. (при закачке искусственной пластовой воды) до 0,028 д.ед. (при закачке малосольной воды), т.е. уменьшается в 1,5 раза. Соответственно при изменении водонасыщенности керна с начальной до максимальной фазовая проницаемость по воде, при малосольном заводнении, при каждом значении водонасыщенности меньше в 1,5 раза по сравнению с закачкой пластовой воды.According to the results of the analysis of laboratory experiments, it was found that when injecting artificial reservoir water, the concentration of fine clay particles does not exceed 0.8 · 10 ^-3 g / l, and when injecting salted water, it amounts to 110 · 10 ^-3 g / l for interlayer I, interlayers II - 190 · 10 ^-3 g / l, interlayers III - 220 · 10 ^-3 g / l. In this case, on average, the phase permeability in water at a residual oil saturation changes from 0.042 (when injecting artificial formation water) up to 0.028 units (when salted water is injected), i.e. decreases by 1.5 times. Accordingly, when the core water saturation changes from initial to maximum phase permeability in water, with low-salinity water flooding, each water saturation value is 1.5 times less than the injection of produced water.

Далее в выбранную добывающую МЗГС 2, а также в вертикальную нагнетательную скважину 3, являющуюся причиной обводнения добывающей 2, закачивают малосольную (пресную) воду из ближайшего поверхностного источника последовательно в каждый пропласток. Для этого воду предварительно очищают от механических примесей и микроорганизмов. Автотранспортом цистернами доставляют малосольную воду на устье скважин и закачивают с суммарным расходом, большим, чем приемистость нагнетательной скважины 3 до проведения закачки рабочего агента. Принимают суммарный расход 120 м³/сут. Тогда расход воды в каждый из пропластков определяют пропорционально концентрации мелкодисперсных глинистых частиц в пропластках:Then, in a selected producing MZGS 2, as well as in a vertical injection well 3, which causes flooding of the producing 2, saline (fresh) water is pumped from the nearest surface source sequentially to each interlayer. For this, water is preliminarily purified from mechanical impurities and microorganisms. Tankers deliver light-salted water to the wellhead and pump it with a total flow rate greater than the injectivity of the injection well 3 before the injection of the working agent. Take a total flow rate of 120 m ³ / day. Then the water flow into each of the layers is determined in proportion to the concentration of fine clay particles in the layers:

Суммарное время закачки принимают 20 сут. Время закачки в каждый из пропластков определяют пропорционально обводненности пропластков, но не менее пяти суток:The total injection time is 20 days. The injection time into each of the interlayers is determined in proportion to the water cut of the interlayers, but not less than five days:

Таким образом, происходит забивание обводнившихся участков пласта не только возле добывающей скважины 2, но и возле нагнетательной 3 (забиваются участки пласта и пропластки от нагнетательной скважины, по которым происходит прорыв воды к добывающей скважине). Фазовая проницаемость по воде снижается и соответственно обводненность добывающей скважины 2 уменьшается.Thus, the flooded sections of the formation are clogged not only near the producing well 2, but also near the injection 3 (clogged areas of the formation and interlayers from the injection well, through which water breaks to the producing well). The phase permeability to water decreases and, accordingly, the water cut of the production well 2 decreases.

Затем добывающую скважину 2 вновь переводят в добычу при тех же режимах, что и до закачки, т.е. с забойным давлением 7 МПа, а нагнетательную скважину 3 переводят на закачку сточной воды с прежним расходом, т.е. 100 м³/сут. Режим работы добывающей скважины 2 позволяет через неделю отбора закачанной воды и частично нефти выйти на следующие показатели по добыче: дебит нефти 18,9 т/сут, жидкости 90,0 т/сут, обводненность 79%.Then, production well 2 is again transferred to production under the same conditions as before injection, i.e. with a bottomhole pressure of 7 MPa, and the injection well 3 is transferred to the injection of waste water with the same flow rate, i.e. 100 m ³ / day The operating mode of production well 2 allows, after a week of sampling the injected water and partially oil, to reach the following production indicators: oil production rate of 18.9 tons / day, liquids 90.0 tons / day, water cut 79%.

Через три года эксплуатации обводненность МЗГС 2 выросла на 10% относительно обводненности после проведения закачки малосольной воды и составила 79·1,1=86,9%. Цикл закачки малосольной воды повторяют, но объем закачиваемой воды увеличивают.After three years of operation, the water cut of MZGS 2 increased by 10% relative to the water cut after salted water injection and amounted to 79 · 1.1 = 86.9%. The salted water injection cycle is repeated, but the volume of injected water is increased.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, за это время проводят восемь шесть закачки малосольной воды.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area, during this time eight six salted water are injected.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей 5 г/л и плотностью 1080 кг/м³. Циклы закачки повторяют при росте обводненности скважины на 30% относительно обводненности после проведения очередного цикла закачки и отбора закаченной воды. После трех циклов закачки малосольной воды переходят на четвертом цикле к закачке щелочной воды с водородным показателем рН 8,0 д.ед. Для приготовления щелочной воды в сточную воду добавляют пепел из расчета 50 кг/м³ и отстаивают в течение суток, после чего закачивают в пласт.Example 2. Perform, as example 1. As salted use water with a total salinity of 5 g / l and a density of 1080 kg / m ³ . The injection cycles are repeated when the well water cut is increased by 30% relative to the water cut after the next injection cycle and the injection of water. After three cycles of injection of salted water, the fourth cycle proceeds to the injection of alkaline water with a pH of 8.0 units. To prepare alkaline water, ash is added to the waste water at the rate of 50 kg / m ³ and sedimented for a day, after which it is pumped into the reservoir.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В каждом цикле, начиная с первого, закачивают щелочную воду с рН 9,0 д.ед., приготовленную добавлением пепела в сточную воду. Расчетами определяют, что в каждый пропласток закачку щелочной воды необходимо проводить в течение времени 5 суток.Example 3. Perform, as example 1. In each cycle, starting from the first, pump alkaline water with a pH of 9.0 units, prepared by adding ash to wastewater. Calculations determine that alkaline water must be injected into each interlayer within 5 days.

Пример 4. Выполняют, как пример 2. В каждом цикле, начиная с первого, закачивают щелочную воду с рН 9,0 д.ед., приготовленную добавлением пепела в малосольную воду с общей минерализацией солей 1,5 г/л.Example 4. Perform, as example 2. In each cycle, starting from the first, alkaline water with a pH of 9.0 units is prepared, prepared by adding ash to salted water with a total salinity of 1.5 g / l.

В результате разработки участка залежи, который ограничили обводнением добывающей скважины 2 до 98%, было добыто 198,5 тыс. т нефти за 33 года эксплуатации, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,493 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 165,9 тыс. т нефти за 29 лет эксплуатации ввиду более раннего обводнения скважины, КИН составил 0,412 д.ед. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу - 0,081 д.ед.As a result of the development of the reservoir section, which limited the watering of the production well from 2 to 98%, 198.5 thousand tons of oil were produced in 33 years of operation, the oil recovery factor (CIN) was 0.493 units. According to the prototype, ceteris paribus, 165.9 thousand tons of oil were produced over 29 years of operation due to earlier flooding of the well, oil recovery factor was 0.412 units. The increase in the oil recovery coefficient of the proposed method is 0,081 units

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery site deposits.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности изоляции водопритока к многозабойным горизонтальным скважинам и увеличения коэффициента нефтеизвлечения залежи.Application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the efficiency of isolation of water inflow to multilateral horizontal wells and increasing the oil recovery coefficient of the reservoir.

Claims

A method of reducing water inflow to multilateral wells, including selecting a producing multilateral horizontal well, each well of which operates a separate oil-saturated interlayer, injecting a working agent into it and putting the well into production, characterized in that preliminary laboratory tests are carried out on the core of each of the interlayers, during which identify the possibility of migration of fine clay particles from the pores under the action of the working agent and clogging of the pore channels with them, determined by the decrease in phase ronitsaemosti collector of water of not less than 1.5 times, as the working agent is water for injection with a total salinity of salt is not more than 5 g / L and a density of not more than 1080 kg / m ³ - Salted water and / or water with pH value pH more than 8.0 units - alkaline water, in the selected production well, the influx of water from each of the layers is determined, saline and / or alkaline water is pumped separately into each of the layers both in the selected production well and the closest injection well located at a distance of not more than 600 m, moreover, injection into each interlayer is simultaneously conducted into production and injection wells, the initial flow rate of salted and / or alkaline water for each interlayer is determined in proportion to the concentration of finely dispersed nitrous particles at the core exit during laboratory tests, but in total for all the interlayers, not less than the flow of wastewater or produced water into the injection well before the working agent is injected, salted and / or alkaline water is injected into each interlayer over a period of time proportionally the water content of each well of the producing well, but not less than five days, after injection into each interlayer, the producing well is put into operation under the same conditions as before the injection, and the injection well is transferred to pumping of wastewater or produced water with a flow rate before injection of the working agent, the cycles of injection of salted and / or alkaline water are repeated when the water cut of the producing well is increased by 10-30% relative to the water cut after the previous cycle of injection and selection of the working agent, while the volume of injection of salted and / or alkaline water in each subsequent cycle increase.