RU2597596C1 - Method for uniform extraction stratified reservoir - Google Patents
Method for uniform extraction stratified reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2597596C1 RU2597596C1 RU2015146429/03A RU2015146429A RU2597596C1 RU 2597596 C1 RU2597596 C1 RU 2597596C1 RU 2015146429/03 A RU2015146429/03 A RU 2015146429/03A RU 2015146429 A RU2015146429 A RU 2015146429A RU 2597596 C1 RU2597596 C1 RU 2597596C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- interlayer
- well
- injection
- interlayers
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heterogeneous layered reservoirs.
Известен способ блокирования водопритока из пластов, включающий циклическую закачку в пласт блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе, не вызывающей набухание жидкости, с последующей остановкой закачки. В начале каждого цикла закачивают оторочку воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава, закачку производят при давлении выше пластового в 1,1-2,1 раза, в конце каждого цикла снижают давление до пластового и производят временную выдержку, равную предварительно установленному времени гелеобразования блокирующего состава в пластовых условиях (патент РФ №2391490, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.06.2010).A known method of blocking water inflow from formations, including cyclic injection into the reservoir of a blocking composition on a liquid-phase polymer basis that does not cause fluid swelling, followed by stopping the injection. At the beginning of each cycle, a rim of water is pumped in a volume of 5-20% of the volume of the blocking composition, injection is carried out at a pressure above the reservoir by 1.1-2.1 times, at the end of each cycle, reduce the pressure to the reservoir and produce a temporary exposure equal to the preset gelation time of the blocking composition in reservoir conditions (RF patent No. 2391490, class ЕВВ 33/138, publ. 06/10/2010).
Недостатком известного способа является невысокая эффективность водоограничения. Гелевые составы работают, согласно промысловому опыту, в среднем один месяц, после чего вода прорывается по ранее изолированному каналу. Соответственно, это приводит к неравномерной выработке запасов, низким коэффициентам охвата и нефтеизвлечения при разработке.The disadvantage of this method is the low efficiency of water limitation. The gel formulations work, according to field experience, an average of one month, after which the water breaks through a previously isolated channel. Accordingly, this leads to uneven development of reserves, low coverage and oil recovery ratios during development.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину, включающий циклическую закачку в обводнившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку. Согласно известному способу, каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д., а время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле, при этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5, а после технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного. Дополнительно водоизоляционные составы закачивают разные, либо чередуют одинаковые. Во время технологической выдержки предусматривают подкачку, если естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной технологической выдержки. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку в последнем цикле завершают за 1-5 часов до полного гелеобразования водоизоляционного состава, закачанного в последнем цикле (патент РФ №2515675, кл. Е21В 33/138, опубл. 20.05.2014 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of isolating water inflow into an oil well, comprising cyclic injection of a water-proofing composition into a flooded reservoir through a well and technological shutter speed. According to the known method, each subsequent injection cycle of the waterproofing composition relative to the previous one is carried out with an increase in the injection pressure and an increase in the volume of the waterproofing composition with a pressure / volume ratio of 1: 1, 2: 2, 3: 3, 4: 4, etc. respectively, in cycles 1, 2, 3, 4, etc., and the technological holding time in the cycles is selected based on the onset of the complete gelation of the waterproofing composition pumped in the first cycle, not earlier than the completion of the injection of the waterproofing composition in the last cycle, while selling the waterproofing the composition in each cycle is carried out with technical water with a pH value of pH = 6.0-6.5, and after technological exposure in the last cycle, the pressure is vented to atmospheric pressure. Additionally, waterproofing compounds are pumped different, or the same alternate. During the technological exposure, pumping is provided if the natural release of pressure into the formation occurs much faster than the time of the planned technological exposure. Depending on the filtration characteristics of the formation, to prevent complete clogging of the pores, the technological exposure in the last cycle is completed 1-5 hours before the gelation of the water-proofing composition pumped in the last cycle (RF patent No. 2515675, CL ЕВВ 33/138, publ. 05.20.2014 - prototype).
Известный способ позволяет повысить эффективность водоизоляции, однако в слоистых коллекторах выработка остается неравномерной, что снижает охват залежи и приводит к невысокой нефтеотдаче.The known method allows to increase the efficiency of water isolation, however, in layered reservoirs, production remains uneven, which reduces the coverage of the reservoir and leads to low oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.The proposed invention solves the problem of increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery of layered oil deposits.
Задача решается тем, что в способе равномерной выработки слоистого коллектора, включающем выбор добывающей скважины и ближайшей к ней нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения добывающей, закачку в скважины состава для ограничения водопритока для ликвидации зон прорыва воды, отбор продукции из добывающей скважины и закачку воды в нагнетательную скважину, согласно изобретению в качестве состава для ограничения водопритока используют модифицированную воду - воду, концентрацию и ионный состав растворенных солей которой определяют по лабораторным исследованиям снижения проницаемости керна данного пропластка не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре и скорости прокачки не менее 5 мл/мин, при этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей в призабойной зоне добывающей скважины при реакции модифицированной воды со сточной водой пропластка, в добывающей скважине определяют обводненность каждого пропластка, в нагнетательную и добывающую скважины спускают колонну труб с пакерами и изолируют данными пакерами пропласток с максимальной обводненностью от остальных пропластков, закачивают в изолированный пропласток через нагнетательную скважину модифицированную воду с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости пропластка, при этом забойное давление в добывающей скважине снижают до 0,9-1,0 от давления насыщения, закачку ведут до снижения обводненности пропластка до 0,8-1,2 от обводненности пропластка с минимальной обводненностью, после чего через нагнетательную скважину в рассматриваемый пропласток закачивают водный раствор хлора из расчета 20-100 м3 на 1 м эффективной толщины пропластка, в первые 10-50 м3 закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора проводят на остальных пропластках кроме пропластка с минимальной обводненностью, после чего скважины переводят в обычный режим эксплуатации, мероприятия повторяют с периодичностью 0,5-2 года.The problem is solved in that in a method for uniformly producing a layered reservoir, including selecting a producing well and an injection well closest to it, which causes flooding of the producing well, injecting the composition into the wells to limit water inflow to eliminate water breakthrough zones, selecting products from the producing well and pumping water into injection well, according to the invention, modified water is used as a composition for limiting water inflow — water, the concentration and ionic composition of the dissolved salts of which are according to laboratory studies, reduce the permeability of the core of a given layer by at least 10 times when pumping one pore volume of the core at reservoir temperature and the pumping speed of at least 5 ml / min, while the decrease in permeability is the result of salt precipitation in the bottomhole zone of the producing well during the modified reaction water with wastewater interlayers, in the production well determine the water content of each interlayers, a pipe string with packers is lowered into the injection and production wells and isolate Using these packers of interlayers with maximum water cut from the remaining interlayers, modified water is pumped into an isolated interlayers through an injection well with a flow rate of 0.5-1.0 of the maximum injectivity of the interlayer, while the bottomhole pressure in the producing well is reduced to 0.9-1.0 from saturation pressure, injection is carried out until the water cut of the interlayer decreases to 0.8-1.2 from the water cut of the interlayer with a minimum water cut, after which an aqueous solution of chlorine is pumped through the injection well into the considered interlayer and the rate of 20-100 m 3 per 1 m of the effective thickness seam in the first 10-50 m3 pumped modified water added inhibitors, a similar operation to sequential injection of the modified water and the aqueous solution of chlorine is performed on the remaining seam interlayers except with a minimum water content, after whereby the wells are transferred to normal operation, the measures are repeated with a frequency of 0.5-2 years.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На эффективность равномерной выработки запасов неоднородного слоистого коллектора существенное влияние оказывает скорость продвижения нагнетаемой воды от нагнетательных скважин к добывающим по каждому из пропластков. Разная проницаемость пропластков приводит к разным скоростям продвижения закачиваемой воды. Поэтому необходимо проводить мероприятия по выравниванию обводненности пропластков. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей. Задача решается следующим образом.The efficiency of uniform reserves development of an inhomogeneous layered reservoir is significantly affected by the rate of advancement of injection water from injection wells to production wells in each of the interlayers. Different permeability of the interlayers leads to different speeds of the pumped water. Therefore, it is necessary to carry out measures to level the water cut of the layers. Existing technical solutions do not fully allow to perform this task. The proposed invention solves the problem of increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery of layered oil deposits. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение добывающей и нагнетательной скважины, вскрывающих три пропластка слоистой залежи. Обозначения: 1, 2, 3 - нефтенасыщенные пропластки, 4 - неколлектор, 5 - добывающая скважина, 6 - нагнетательная скважина, 7 - колонна труб, 8 - пакер, 9 - перфорационные отверстия.In FIG. 1 is a schematic representation of a producing and injection well revealing three interlayers of a layered deposit. Designations: 1, 2, 3 — oil-saturated interlayers, 4 — non-reservoir, 5 — production well, 6 — injection well, 7 — pipe string, 8 — packer, 9 — perforations.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке залежи, представленным тремя нефтенасыщенным пропластками 1, 2, 3, разделенных между собой прослоями неколлектора 4, пробурены добывающая 5 и нагнетательная 6 скважины (фиг. 1). После определенного периода разработки скважина 5 обводняется до значения, при котором экономическая эффективность ее эксплуатации низка. Причиной обводнения добывающей скважины 5 является нагнетательная скважина 6. В добывающей скважине 5 определяют обводненности В1, В2, В3 соответственно пропластков 1, 2, 3. Допустим обводненность В1 пропластка 1 максимальная, тогда как обводненность В2 пропластка 2 минимальна.In the reservoir area, represented by three oil-saturated interlayers 1, 2, 3, separated by interlayers of non-reservoir 4,
Предварительно проводят лабораторные исследования на керне пропластков 1-3 при пластовой температуре и скорости прокачки не менее 5 мл/мин на несовместимость сточной и предполагаемой для закачки воды. Причем подбирают воду (условно назовем ее модифицированной) с отличным от сточной воды ионным составом и/или концентрацией солей, такую, при смешивании которой со сточной водой пропластков 1-3 происходит выпадение солей. Объем выпадаемого осадка должен быть достаточным для снижения проницаемости пропластков 1-3 не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна. Опыт показывает, что в большинстве случаев этого позволяет добиться сульфатная вода. Согласно исследованиям,при уменьшении проницаемости менее чем в 10 раз, эффективность водоограничения практически отсутствует, т.к. приток воды из пропластка остается достаточно высоким по сравнению с притоком нефти.Preliminarily, laboratory tests are carried out on the core of interlayers 1-3 at reservoir temperature and a pumping rate of at least 5 ml / min for incompatibility of sewage and water intended for injection. Moreover, water is selected (let's call it modified) with an ionic composition and / or salt concentration that is different from the wastewater, such that when mixed with wastewater from interlayers 1-3, salts precipitate. The volume of precipitate should be sufficient to reduce the permeability of the interlayers 1-3 not less than 10 times when pumping one pore volume of the core. Experience shows that in most cases this can be achieved with sulfate water. According to studies, with a decrease in permeability of less than 10 times, the effectiveness of water control is practically absent, because the inflow of water from the interlayer remains quite high compared to the influx of oil.
После подбора состава такой модифицированной воды в нагнетательную 6 и добывающую 5 скважины спускают колонну труб 7 с пакерами 8 и изолируют данными пакерами 8 пропласток 1 с максимальной обводненностью B1 от остальных пропластков 2 и 3. Закачивают в изолированный пропласток 1 через нагнетательную скважину 6 модифицированную воду с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости пропластка 1, при этом забойное давление в добывающей скважине 5 снижают до 0,9-1,0 от давления насыщения нефти газом пропластка 1. Согласно расчетам высокие дебиты добывающей скважины позволяют повысить скорость потока в призабойной зоне пласта и увеличить степень выпадения солей. Поэтому наиболее оптимальное забойное давление задано в районе давления насыщения. При расходе модифицированной воды менее чем 0,5 от максимальной приемистости пропластка компенсация отбора жидкости закачкой значительно снижается, что уменьшает эффективность водоизоляции. При превышении максимальной приемистости пропластка возможны нарушения как скважины, так и пропластков (например, гидроразрыв).After selecting the composition of such modified water, a
Закачку модифицированной воды ведут до снижения обводненности пропластка 1 до 0,8-1,2 от обводненности пропластка 2 с минимальной обводненностью В2. Расчеты показывают, что более одинаковые значения обводненности каждого пропластка 1, 2, 3 повышают равномерность выработки запасов неоднородного слоистого коллектора, поэтому закачку ведут до снижения обводненности до уровня пропластка 2 с минимальной обводненностью В2 с запасом ±20% (или 0,8-1,2 от обводненности пропластка с минимальной обводненностью). Превышение данного запаса приводит к неравномерности выработки запасов.Modified water is injected to reduce the water cut of the interlayer 1 to 0.8-1.2 from the water cut of the interlayer 2 with a minimum water cut of B 2 . Calculations show that over the same water cut each layer 1, 2, 3 is increased uniformity of production of reserves inhomogeneous layered reservoir, so download lead to reduce water content to a level seam 2 with a minimum water content in the margin with 2 ± 20% (or 0.8-1 , 2 from water cut, interlayer with minimum water cut). Exceeding this stock leads to uneven development of stocks.
Далее через нагнетательную скважину 6 в рассматриваемый пропласток 1 закачивают водный раствор хлора (хлорная вода) из расчета 20-100 м3 на 1 м эффективной толщины пропластка 1. Концентрацию хлорной воды определяют предварительно в лабораторных условиях по растворению солей сульфатов бария, стронция и прочих малорастворимых солей, выпадающих в осадок. Расчеты показывают, что объем 20-100 м3 на 1 м обеспечивает очистку оборудования нагнетательной скважины 6 и ее призабойной зоны от возможно выпавших солей в данной области. Объем менее 20 м3 в большинстве случаев не обеспечивает должной очистки, а более 100 м3 приводит к растворению солей в призабойной зоне добывающей скважины 5 при последующей закачке сточной воды в нагнетательную скважину 6 и соответственно проталкиванию оторочки хлорной воды к забою добывающей скважины 5.Next, through an injection well 6, an aqueous solution of chlorine (chlorine water) is pumped into the considered interlayer 1 at a rate of 20-100 m 3 per 1 m of effective thickness of the interlayer 1. The concentration of chlorine water is previously determined in laboratory conditions by dissolving the salts of barium, strontium and other poorly soluble salts salts precipitated. Calculations show that a volume of 20-100 m 3 per 1 m ensures the cleaning of equipment of injection well 6 and its bottom-hole zone from possibly precipitated salts in this area. A volume of less than 20 m 3 in most cases does not provide proper cleaning, and more than 100 m 3 leads to the dissolution of salts in the bottom-hole zone of the producing well 5 with the subsequent injection of waste water into the injection well 6 and, accordingly, pushing the rim of chlorine water to the bottom of the producing well 5.
При необходимости предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании, трубах 7 и перфорационных отверстиях 9, в первые 10-50 м3 закачиваемой модифицированной воды также добавляют ингибиторы (например, дифонат). Согласно промысловому опыту менее 10 м3 модифицированной воды с ингибитором может быть недостаточно для предотвращения преждевременного выпадения солей при замещении отбираемой воды модифицированной. Тогда как более 50 м3 приводит к отсутствию выпадения солей, что снижает эффективность водоизоляции.If it is necessary to prevent the precipitation of salts in the pumping equipment,
Аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора проводят на пропластке 3, но не проводят на пропластке 2 с минимальной обводненностью В2.A similar operation on the modified sequential injection of water and an aqueous solution of chlorine is performed on the interlayer 3, but not carried out on seams 2 with a minimum water content in 2.
Затем пакеры 8 распакеровывают и ведут закачку сточной воды одновременно в пропластки 1-3 через нагнетательную скважину 6 и одновременный отбор продукции пропластков 1-3 через добывающую скважину 5.Then the
Мероприятия повторяют с периодичностью 0,5-2 года, в т.ч. и в пропластке 2 в зависимости от его обводненности. После выпадения солей в промытых участках призабойной зоны добывающей скважины 5 происходит перераспределение потока закачиваемой сточной воды, которая начинает «обходить» закольматированные участки. Исследования показывают, что для большинства коллекторов через 0,5-2 года закачиваемая вода полностью «обходит» закольматированную зону и обводненность вновь повышается до значения до закачки модифицированной воды.Events are repeated with a frequency of 0.5-2 years, incl. and in interlayer 2 depending on its water cut. After the precipitation of salts in the washed areas of the bottom-hole zone of the producing well 5, the flow of injected wastewater is redistributed, which begins to "bypass" the accumulated areas. Studies show that for most reservoirs, after 0.5–2 years, the injected water completely “bypasses” the accumulated zone and the water cut again increases to the value before the modified water is injected.
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 равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.The result of the implementation of this method is to increase the uniformity of oil reserves development, increase the coverage and oil recovery factors of layered oil deposits.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. На участке залежи, представленным тремя нефтенасыщенными карбонатными пропластками 1, 2, 3, разделенными между собой прослоями неколлектора 4, пробурены добывающая 5 и нагнетательная 6 скважины на расстоянии друг от друга 300 м (фиг. 1). Кровля пропластка 1 залегает на глубине 860 м, начальное пластовое давление составляет 9,0 МПа, давление насыщения нефти газом 1,5 МПа, пластовая температура 25°С, вязкость нефти в пластовых условиях 35,0 мПа·с. Толщины пропластков 1, 2, 3 составляют соответственно 2 м, 4 м, 3 м, проницаемости соответственно 300 мД, 100 мД, 180 мД.Example 1. In the reservoir area, represented by three oil-saturated carbonate layers 1, 2, 3, separated by interlayers of non-reservoir 4,
После бурения скважин 5 и 6 и 12 лет разработки скважина 5 обводняется до 95,8%, при этом экономическая эффективность ее эксплуатации низка. Причиной обводнения добывающей скважины 5 является нагнетательная скважина 6. В добывающей скважине 5 определяют распределение дебитов и обводненности по пропласткам 1, 2, 3 (таблица 1). Исследования состава солей в отбираемой скважиной 5 сточной воде к указанному времени показали следующее: общая минерализация сточной воды - 182,5 г/л, из которых 152,8 г/л приходится на соли NaCl, 6,1 г/л - MgCl2, 1,9 г/л - KCl, 2,7 г/л - MgSO4, 12,5 г/л - CaCl2, 6,3 г/л - CaSO4, 0,2 г/л - NaHCO3, плотность сточной воды -1100 кг/м3.After drilling
Максимальная приемистость пропластков 1, 2, 3 составляет соответственно 150 м3/сут, 80 м3/сут, 100 м3/сут. Текущее пластовое давление в зоне отбора 7,5 МПа.The maximum injectivity of interlayers 1, 2, 3 is 150 m 3 / day, 80 m 3 / day, and 100 m 3 / day, respectively. The current reservoir pressure in the selection zone is 7.5 MPa.
Предварительно проводят при пластовой температуре 25°С лабораторные исследования на керне пропластков 1-3 на несовместимость сточной и предполагаемой для закачки воды - модифицированной. Для этого экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают моделью сточной воды по указанному выше солевому составу. После чего заводняют данный керн различной модифицированной водой. Определяют концентрацию солей в модифицированной воде, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение солей и снижение проницаемости пропластков 1-3 в 10 раз (т.е. до 30 мД, 10 мД и 18 мД соответственно для пропластков 1, 2 и 3) при прокачке одного порового объема керна при скорости прокачки 5 мл/мин.Preliminarily, laboratory tests are carried out at a reservoir temperature of 25 ° C on core 1-3 of interlayers for the incompatibility of wastewater and modified water intended for water injection. To do this, the extracted and evacuated core is saturated with a model of wastewater according to the above salt composition. After that, this core is flooded with various modified water. The concentration of salts in the modified water is determined, when mixed with formation water, salts precipitate and the permeability of the interlayers 1-3 decreases by a factor of 10 (i.e., up to 30 mD, 10 mD and 18 mD, respectively for interlayers 1, 2 and 3) at pumping one pore core volume at a pumping rate of 5 ml / min.
В результате исследований определили, что в качестве такой модифицированной воды подходит вода с девонских пластов, отбираемая с соседних скважин. Общая минерализация модифицированной воды составляет 254,8 г/л, из которых 181,7 г/л приходится на соли NaCl, 6,9 г/л - MgCl2, 6,4 г/л - KCl, 27,7 г/л - MgSO4, 10,4 г/л - CaCl2, 19,6 г/л - CaSO4, 2,1 г/л - NaHCO3. Плотность пластовой воды составляет 1132 кг/м3. Основные причины выпадения солей, согласно исследованиям, наличие двухвалентных металлов в породе, реакции модифицированной воды с повышенным содержанием сульфатов с которыми приводят к выпадению практически нерастворимых осадков. Например, характерные реакции с солями бария и стронция:As a result of the studies, it was determined that water from the Devonian formations taken from neighboring wells is suitable as such modified water. The total salinity of the modified water is 254.8 g / l, of which 181.7 g / l falls on NaCl salts, 6.9 g / l - MgCl 2 , 6.4 g / l - KCl, 27.7 g / l - MgSO 4 , 10.4 g / l - CaCl 2 , 19.6 g / l - CaSO 4 , 2.1 g / l - NaHCO 3 . The density of produced water is 1132 kg / m 3 . The main reasons for the precipitation of salts, according to studies, the presence of divalent metals in the rock, the reaction of modified water with a high content of sulfates with which lead to the loss of practically insoluble precipitation. For example, characteristic reactions with barium and strontium salts:
BaCl2+MgSO4→BaSO4↓+MgCl2 BaCl 2 + MgSO 4 → BaSO 4 ↓ + MgCl 2
Sr(OH)2+Na2SO4→SrSO4↓+2NaOHSr (OH) 2 + Na 2 SO 4 → SrSO 4 ↓ + 2NaOH
В ходе лабораторных исследований также определяют, что 10%-ная концентрация хлорной воды позволяет растворять данные соли, выпавшие в осадок. Расчетами на 3Д-гидродинамической модели определяют, что объем хлорной воды 20 м3 на 1 м эффективной толщины пропластков 1 и 3 не приведет к приходу хлорной воды в призабойную зону добывающей скважины 5.In the course of laboratory studies, it is also determined that a 10% concentration of chlorine water allows the dissolution of these salts precipitated. Calculations on a 3D hydrodynamic model determine that the volume of chlorine water of 20 m 3 per 1 m of the effective thickness of layers 1 and 3 will not lead to the arrival of chlorine water in the bottomhole zone of the producing well 5.
После подбора состава модифицированной воды в нагнетательную 6 и добывающую 5 скважины спускают колонну труб 7 с пакерами 8 и изолируют данными пакерами 8 пропласток 1 с максимальной обводненностью B1=99,3% от остальных пропластков 2 и 3. Закачивают в изолированный пропласток 1 через нагнетательную скважину 6 модифицированную воду с расходом 0,5·150=75 м3/сут, при этом забойное давление в добывающей скважине 5 снижают до 0,9·1,5=1,35 МПа.After selecting the composition of the modified water, a
Для предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании, трубах 7 и перфорационных отверстиях 9 в первые 50 м3 закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибитор - дифонат.To prevent salts from precipitating in the pumping equipment,
Через 25 сут закачки модифицированной воды обводненность пропластка 1 снижается до значения В1=1,2·В2=1,2·16,7%=20,04%. Всего было закачено 25·75=1875 м3 модифицированной воды. Далее закачивают 10%-ый водный раствор хлора в объеме 20·2=40 м3.After 25 days of the injection of modified water, the water cut of the bed 1 decreases to a value of B 1 = 1.2 · B 2 = 1.2 · 16.7% = 20.04%. A total of 25 · 75 = 1875 m 3 of modified water was pumped. Then pumped a 10% aqueous solution of chlorine in a volume of 20 · 2 = 40 m 3 .
Пакеры 8 напротив пропластка 1 распакеровывают, колонну труб 7 спускают ниже и запакеровывают пакеры 8 напротив пропластка 3. Проводят аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора в пропласток 3. Закачивают модифицированную воду с расходом 0,5·100=50 м3/сут, забойное давление в добывающей скважине 5 также снижают до 0,9·1,5=1,35 МПа. В первые 10 м3 закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибитор - дифонат. Через 19 сут закачки модифицированной воды обводненность пропластка 3 снижается до значения В3=1,2·В2=0,8·16,7%=13,36%. Всего было закачено 19·50=950 м3 модифицированной воды. Далее закачивают 10%-ый водный раствор хлора в объеме 20·3=60 м3.The
Затем пакеры 8 распакеровывают и ведут закачку сточной воды одновременно в пропластки 1-3 через нагнетательную скважину 6 и одновременный отбор продукции пропластков 1-3 через добывающую скважину 5. После мероприятий общий дебит нефти по скважине возрос до 22,0 т/сут, по жидкости снизился до 27,3 т/сут, обводненность уменьшилась до 19,4 т/сут (таблица 1).Then, the
Мероприятия повторяют с промежутком каждые полгода, когда обводненность добывающей скважины 5 возрастала до 95-98%.Activities are repeated every six months with an interval when the water cut of producing well 5 increased to 95-98%.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласты имеют несколько иные геолого-физические характеристики. Максимальная приемистость пропластков 1, 2, 3 составляет соответственно 240 м3/сут, 120 м3/сут, 190 м3/сут, толщины пропластков - соответственно 1,5 м, 5 м, 3 м, давление насыщения нефти газом составляет 1,3 МПа. Модифицированную воду закачивают в нагнетательную скважину 6 с расходом 1,0·240=240 м3/сут в пропласток 1 в течение 20 сут и 1,0·190=190 м3/сут в пропласток 3 в течение 15 сут, при этом забойное давление в добывающей скважине 5 снижают до 1,0·1,3=1,3 МПа. Водный раствор хлора закачивают в объеме 100·1,5=150 м3 в пропласток 1 и в объеме 100·3=300 м3 в пропласток 3. Мероприятия повторяют с промежутком каждые 2 года.Example 2. Perform as example 1. The layers have slightly different geological and physical characteristics. The maximum injectivity of the interlayers 1, 2, 3 is 240 m 3 / day, 120 m 3 / day, 190 m 3 / day, respectively, the thickness of the interlayers is 1.5 m, 5 m, 3 m, respectively, the pressure of oil saturation with gas is 1, 3 MPa. Modified water is pumped into injection well 6 with a flow rate of 1.0 · 240 = 240 m 3 / day in interlayer 1 for 20 days and 1.0 · 190 = 190 m 3 / day in interlayer 3 for 15 days, while downhole the pressure in the producing well 5 is reduced to 1.0 · 1.3 = 1.3 MPa. An aqueous solution of chlorine is pumped in a volume of 100 · 1.5 = 150 m 3 in the interlayer 1 and in a volume of 100 · 3 = 300 m 3 in the interlayer 3. The measures are repeated every 2 years.
В результате разработки рассматриваемого участка залежи, которое ограничили условием, когда обводненность всех пропластков не могла быть уменьшена закачкой модифицированной воды менее 98%, было добыто 93,4 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,761 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,406 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 79,8 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,651 д.ед., КИН - 0,347 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,059 д.ед.As a result of the development of the considered section of the reservoir, which was limited by the condition when the water cut of all the layers could not be reduced by the injection of modified water by less than 98%, 93.4 thousand tons of oil was produced, the coverage coefficient was 0.761 units, the oil recovery coefficient (CIN ) - 0.406 units According to the prototype, ceteris paribus, 79.8 thousand tons of oil were produced, the coverage coefficient was 0.651 units, the recovery factor was 0.347 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.059 units
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery deposits.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery of layered oil deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015146429/03A RU2597596C1 (en) | 2015-10-29 | 2015-10-29 | Method for uniform extraction stratified reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015146429/03A RU2597596C1 (en) | 2015-10-29 | 2015-10-29 | Method for uniform extraction stratified reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2597596C1 true RU2597596C1 (en) | 2016-09-10 |
Family
ID=56892898
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015146429/03A RU2597596C1 (en) | 2015-10-29 | 2015-10-29 | Method for uniform extraction stratified reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2597596C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755114C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-09-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Layered oil reservoir development method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244812C1 (en) * | 2003-07-10 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil bed extraction |
| RU2285785C1 (en) * | 2005-02-22 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well |
| RU2339801C2 (en) * | 2007-01-12 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
| EP2602425A1 (en) * | 2010-08-03 | 2013-06-12 | Jiangxi Rare Earth & Rare Metals Tungsten Group Holding Co., Ltd. | Process for in-situ leaching by liquid injection |
| RU2515675C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method of water influx to oil producer |
| RU2535545C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
-
2015
- 2015-10-29 RU RU2015146429/03A patent/RU2597596C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244812C1 (en) * | 2003-07-10 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil bed extraction |
| RU2285785C1 (en) * | 2005-02-22 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well |
| RU2339801C2 (en) * | 2007-01-12 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
| EP2602425A1 (en) * | 2010-08-03 | 2013-06-12 | Jiangxi Rare Earth & Rare Metals Tungsten Group Holding Co., Ltd. | Process for in-situ leaching by liquid injection |
| RU2515675C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method of water influx to oil producer |
| RU2535545C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755114C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-09-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Layered oil reservoir development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| CN107654215B (en) | A method of coal bed gas well is transform as coal measures gas well | |
| EA035525B1 (en) | Hydrocarbon recovery process | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| CN110529089B (en) | Repeated fracturing method for open hole horizontal well | |
| RU2630519C1 (en) | Method for well construction in complicated conditions | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2515675C1 (en) | Isolation method of water influx to oil producer | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2076923C1 (en) | Method of formation of flagging screen in water-encroached rocks | |
| RU2576066C1 (en) | Method to increase uniformity recovery of oil reserves | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU2597897C1 (en) | Procedure for elimination of annulus circulation | |
| RU2790071C1 (en) | Well treatment method | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2538549C1 (en) | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation |