RU2648135C1 - Способ разработки нефтяного месторождения - Google Patents
Способ разработки нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2648135C1 RU2648135C1 RU2016149994A RU2016149994A RU2648135C1 RU 2648135 C1 RU2648135 C1 RU 2648135C1 RU 2016149994 A RU2016149994 A RU 2016149994A RU 2016149994 A RU2016149994 A RU 2016149994A RU 2648135 C1 RU2648135 C1 RU 2648135C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- volume
- plugs
- oil
- amount
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 59
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 59
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 25
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 14
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 13
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 8
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical class OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 2
- 229910000147 aluminium phosphate Chemical class 0.000 claims 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 claims 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 claims 1
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 14
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 5
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 101710116822 Atrochrysone carboxylic acid synthase Proteins 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- IHKWXDCSAKJQKM-SRQGCSHVSA-N n-[(1s,6s,7r,8r,8ar)-1,7,8-trihydroxy-1,2,3,5,6,7,8,8a-octahydroindolizin-6-yl]acetamide Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](NC(=O)C)CN2CC[C@H](O)[C@@H]21 IHKWXDCSAKJQKM-SRQGCSHVSA-N 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910000318 alkali metal phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 alkaline earth metal cations Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000004900 laundering Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000010902 straw Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти. По способу определяют текущий коэффициент извлечения нефти - КИН пласта и объем высокопроницаемых каналов пласта. В нагнетательные скважины осуществляют закачку оторочек реагентов в необходимом объеме. При величине текущего КИН меньше 0,25 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают не более 0,1 объема высокопроницаемых каналов пласта. При этом в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки эмульсионных систем или оторочки растворов щелочных агентов, или поверхностно-активных веществ - ПАВ, или полимеров, или углеводородных растворителей. При величине текущего КИН от 0,25 до 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,1 до 0,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки щелочных агентов, или ПАВ, или полимеров, или осадко-гелеобразующих композиций, или дисперсных систем, или полимеров с дисперсными наполнителями. При величине текущего КИН больше 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,5 до 1,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины последовательно закачивают раствор щелочного агента, раствор ПАВ и раствор полимера, или вязкие эмульсионные составы с дисперсными наполнителями, или углеводородные растворители с добавкой ПАВ. 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов.
Известен способ разработки неоднородной залежи нефти, включающий закачку в залежь через нагнетательные скважины вначале оторочки пресной воды, затем - оторочки смеси каустической соды и полимера. После этого каждые 3-4 месяца повторяют закачку смеси соды и полимера. Объем закачки щелочно-полимерного раствора принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти, продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды (RU 2358098 С2, 10.06.2009). Недостатками способа являются необходимость закачивать очень большие объемы пресной воды (100-150 м3 на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины) и щелочно-полимерного раствора, низкая поверхностная активность растворов каустической соды, невысокая эффективность при обработке залежей с малоактивной нефтью.
Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в закачке через нагнетательную скважину в пласт с малоактивной нефтью оторочки смеси щелочи и неионогенного поверхностно-активного вещества, остановку скважины на время, достаточное для получения максимального значения коэффициента нефтевытеснения, достигнутого в результате процесса капиллярной пропитки, последующую закачку полимерного раствора с переходом на обычное заводнение (RU 2070282 С1, 10.12.1996).
Недостатком способа является необходимость останавливать нагнетательную скважину на длительное время для проведения процесса капиллярной пропитки, что может отрицательно сказаться на состоянии разработки участка внедрения.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт гелеобразующей, осадкообразующей композиции и продавливание ее в пласт (RU 2309248 С2, 27.10.2007).
При разработке нефтяной залежи, представленной трещиновато-пористым коллектором карбонатного пласта, выполняют геофизические и гидрогеологические исследования, уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют объем закачиваемых композиций в зависимости от объема порового пространства. Закачку гелеобразующей и осадкообразующей композиций осуществляют в объеме, равном объему трещин и каверн.
В качестве гелеобразующих используют полимерные композиции, а в качестве осадкообразующих - щелочно-полимерные композиции. Для высокоприемистых скважин в гелеобразующую композицию дополнительно вводят наполнитель - соломель, глинопорошок, мел или древесную муку. Закачка гелеобразующей композиции приводит к заполнению пор и каверн пласта прочным гелем, который для скважин с приемистостью не менее 400 м3/сут содержит до 30 мас. % наполнителя. После увеличения давления закачки на 10-20% закачивают осадкообразующую композицию, которая способствует дополнительному структурированию геля. В результате увеличивается охват пласта заводнением, повышается коэффициент нефтеотдачи пласта.
Недостатком способа является необходимость закачки в пласт большого объема реагентов, равного объему трещин и каверн в межскважинном пространстве без учета текущего состояния разработки залежи. В результате может произойти вынос реагентов в добывающие скважины и нарушение работы подземного насосного оборудования.
Также недостатками являются невысокая поверхностная активность щелочно-полимерной композиции, техническая сложность реализации способа, обусловленная необходимостью закачивать оторочки гелеобразующей композиции различной концентрации в зависимости от роста давления закачки и необходимость остановки нагнетательной скважины на технологическую выдержку в течение 1-3 суток.
Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности заводнения, достигаемое в результате регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов путем закачки щелочных, гелеобразующих и осадкообразующих реагентов и изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки ПАВ-содержащих и углеводородосодержащих реагентов.
Поставленная цель достигается предлагаемым способом разработки нефтяного месторождения, включающим проведение трассерных исследований для определения объема высокопроницаемых каналов пласта и закачку в пласт через нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема.
Новым является то, что оптимальный объем закачки реагентов определяют по результатам трассерных исследований с учетом текущего коэффициента нефтеизвлечения, а дальнейшая закачка трех оторочек реагентов осуществляется последовательно равными объемами, при этом последующие оторочки усиливают действие предыдущих.
Сущность предлагаемого способа состоит в том, что в нагнетательную скважину закачивают индикаторную жидкость, отбирают пробы жидкости из окружающих добывающих скважин, определяют в них содержание индикатора и рассчитывают объем каналов фильтрации между нагнетательной и контрольными добывающими скважинами. С привлечением методов геолого-гидродинамического моделирования рассчитывают текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) и определяют оптимальный объем закачки реагентов следующим образом (коэффициенты в формулах расчета объема закачки реагентов подобраны на основании отечественного и мирового опыта промыслового применения реагентов для повышения нефтеотдачи пластов):
После чего проводят закачку в нагнетательную скважину равных по объему оторочек реагентов, суммарный объем которых определяется по таблице 1, затем продолжают нагнетание воды.
Добыча нефти с применением заводнения широко распространена на месторождениях Российской Федерации и является основным способом разработки нефтяных залежей. При закачке в нефтяные пласты воды в процессе вытеснения нефти образуются водопромытые области, содержащие значительные остаточные запасы нефти. В случае разработки неоднородных по проницаемости и/или трещиноватых пластов и пластов, содержащих высоковязкую нефть, могут происходить кинжальные прорывы воды, приводящие к быстрому обводнению добывающих скважин и снижению КИН. Для того чтобы эффективно управлять заводнением необходимо знать объем заводненной части пласта, который наиболее точно определяется с помощью трассерных исследований. При этом знание текущего КИН необходимо для определения оптимального объема закачки реагентов для регулирования процесса заводнения.
Известно, что различные стадии разработки нефтяных месторождений характеризуются различными значениями текущего КИН и требуют различных подходов в воздействии на пласт.
На начальных стадиях разработки, после организации системы поддержания пластового давления (ППД), при низком текущем КИН (до 0,25 проектного КИН), даже при высоких объемах каналов фильтрации определенных трассерными исследованиями (могут наблюдаться, например, в трещиновато-пористых коллекторах или при наличии «суперколлектора») закачка больших объемов реагентов для регулирования заводнения путем изменения направлений потоков фильтрации может привести к необратимому блокированию подвижных запасов нефти. Поэтому объем закачки реагентов в данном случае должен составлять не более 0,1 от объема каналов фильтрации между нагнетательной и добывающими скважинами на участке работ. В качестве технологий для регулирования заводнения в данном случае применяют закачку в пласт эмульсионных систем, растворов щелочей, ПАВ, полимеров, углеводородных растворителей.
В случае если текущий КИН составляет от 0,25 до 0,5 проектной величины, что соответствует третьей стадии разработки месторождений, в нефтяных пластах в результате закачки большого объема воды и наличия неоднородности коллекторов по своим фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) формируется неравномерный по распространению фронт вытеснения, в результате чего остаются невыработанными отдельные участки пластов с худшими ФЕС по сравнению с соседними участками. Объем закачки оторочек реагентов в этом случае должен быть не более половины объема каналов фильтрации на участке работ, так как большой объем, как и в предыдущем случае, может привести к потере подвижных запасов нефти, а слишком маленький - не позволит эффективно воздействовать на фронт вытеснения.
В качестве технологий регулирования заводнения на этой стадии разработки применяют последовательную закачку щелочей, ПАВ и полимеров; закачку осадко-гелеобразующих композиций, дисперсных систем.
На четвертой, заключительной стадии разработки месторождений, характеризующейся высоким текущим КИН (более 0,5 проектного значения) и обширными водопромытыми зонами, для доизвлечения остаточных запасов необходимо закачивать большие объемы реагентов, составляющие от 0,5 до 1,5 объема каналов фильтрации на участке. Реагенты должны обладать высокими нефтеотмывающими свойствами, необходимыми для мобилизации рассредоточенной по объему пласта остаточной нефти и формированию нефтяного вала, а также повышенной вязкостью для продвижения вала нефти к добывающим скважинам. Это может быть закачка дисперсных эмульсионных составов, закачка углеводородных растворителей с добавкой ПАВ, поверхностно-активные полимерные системы и др. технологии, обладающие комплексными (нефтеотмывающими и нефтевытесняющими) свойствами.
В одной из модификаций технологии нефтеотдачи комплексного действия на четвертой стадии разработки используют последовательную закачку в пласт равных объемов растворов щелочного агента, поверхностно-активного вещества анионного типа (АПАВ) и полимера. Суммарный объем закачки реагентов составляет 0,5-1,5 объема каналов фильтрации.
В результате первоначальной закачки щелочного агента образуются анионактивные ПАВ (от взаимодействия щелочи и нефтяных кислот), которые адсорбируются на породе. Поэтому в закачиваемой следом за щелочным агентом оторочке рабочего раствора АПАВ его активная концентрация не снижается в течение длительного времени, что позволяет закачивать меньший объем дорогостоящего реагента, работающего на доотмыв остаточной нефти. Предварительная прокачка щелочного агента приводит к удалению из пластовой воды катионов щелочноземельных металлов, которые выпадают в виде нерастворимых мелкодисперсных осадков, частично снижая проницаемость водопромытых зон. Удаление катионов щелочноземельных металлов необходимо еще и потому, что при взаимодействии с АПАВ они переводят последние в малорастворимую форму.
На фиг. 1 показана адсорбция полиакриламида (ПАА) на поверхности породы пласта БС12 одного из месторождений Западной Сибири (поз. 1 - прокачка оторочки раствора ПАА (СПАА=0,2% мас.); поз. 2 - прокачка оторочки раствора ПАА после обработки породы растворами карбоната натрия (CNa2CO3=1,5% мас.) и АПАВ (сульфанол, САПАВ=3% мас.). Видно, что после предварительной прокачки через модель пласта щелочного агента (карбоната натрия) и АПАВ, адсорбция ПАА ниже (фиг. 1, поз. 2), чем в случае прокачки ПАА через модель без предварительной обработки (фиг. 1, поз. 1), т.е. кроме сокращения расхода АПАВ сокращается и непроизводительный расход ПАА.
Закачка раствора полимера на последней стадии необходима для регулирования подвижности нагнетаемой воды, предотвращения размыва оторочки раствора АПАВ нагнетаемой водой и создания равномерного фронта вытеснения.
В качестве щелочного агента можно применять водные растворы гидроксидов или карбонатов щелочных металлов, фосфаты щелочных металлов концентрацией 1,0-2,5 мас. %.
В качестве ПАВ в технологии применяют водный раствор АПАВ, например сульфанол или алкилкарбоксилаты щелочных металлов, концентрация АПАВ в растворе 1,0-3,0 мас. %.
В качестве полимеров применяют водорастворимые полимеры: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу с концентрацией 0,1-0,5 мас. %.
Эффективность указанной последовательности закачки реагентов проверена экспериментально на керновом материале пластов БС10 и БС12 двух длительно разрабатываемых месторождений Западной Сибири по величине прироста вытеснения нефти. На фиг. 2 показано сопоставление эффективности довытеснения остаточной нефти при испытании индивидуальных компонентов и комплексного состава технологии на моделях пластов БС10 и БС12 Приведенные результаты показывают, что после последовательной закачки растворов карбоната натрия, АПАВ и полимера, прирост коэффициента вытеснения выше, чем при индивидуальной прокачке через модели пластов каждого из реагентов.
В промысловых условиях способ реализуется следующим образом.
Пример. Участок пласта БС1 месторождения, выбранного для испытаний способа разработки, характеризуется общей толщиной пласта 10,4 м, эффективной нефтенасыщенной толщиной 7,4 м, расчлененностью 2,0. Пористость на участке 23%, проницаемость 300,5 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 3,6 мПа*с, пластовая температура 68°С.
Участок находится на завершающей стадии разработки, характеризуется падающей добычей нефти, высокими обводненностью (более 97%) и выработкой запасов - текущий КИН - 55% при проектном значении 58%.
Трассерные исследования, проведенные на двух нагнетательных скважинах пласта БС1, показали наличие обширных водопромытых зон суммарным объемом от скважины №1 - 4750 м3, от скважины №2 - 8800 м3. Учитывая высокий текущий КИН, составляющий 0,94 проектного КИН, было принято решение закачать в скважину №1 три равные оторочки реагентов суммарным объемом 3900 м3, а в скважину №2 - суммарным объемом 7500 м3.
В качестве щелочного агента (первая оторочка) использовали раствор карбоната натрия с концентрацией 1,5 мас. %, в качестве АПАВ (вторая оторочка) - раствор сульфанола с концентрацией 2 мас. %, в качестве полимера (третья оторочка) - раствор ПАА FP-307 с концентрацией 0,2 мас. %. После закачки всего запланированного объема реагентов в скважины возобновляли нагнетание воды.
После закачки реагентов анализ основных технологических параметров работы реагирующих скважин участка показал, что отмечается увеличение дебита нефти и снижение, либо стабилизация обводненности, что подтверждается данными замеров. Это указывает на то, что действительно после закачки в нагнетательные скважины №1 и 2 оторочек реагентов произошло формирование вала остаточной нефти и его продвижение к добывающим скважинам. Продолжительность эффекта составила более 13 месяцев.
Claims (6)
1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку оторочек реагентов оптимального объема через нагнетательные скважины с предварительной закачкой в нагнетательные скважины индикаторной жидкости, определение текущего коэффициента извлечения нефти - КИН пласта и объема высокопроницаемых каналов пласта, отличающийся тем, что закачку в нагнетательные скважины оторочек реагентов производят в следующем объеме: при величине текущего КИН меньше 0,25 проектного КИН, оптимальный суммарный объем закачки оторочек реагентов составляет не более 0,1 объема высокопроницаемых каналов пласта, а в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки эмульсионных систем или оторочки растворов щелочных агентов, или поверхностно-активных веществ - ПАВ, или полимеров, или углеводородных растворителей; при величине текущего КИН от 0,25 до 0,5 проектного КИН, оптимальный суммарный объем закачки оторочек реагентов составляет от 0,1 до 0,5 объема высокопроницаемых каналов пласта, а в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки щелочных агентов или ПАВ, или полимеров, или осадко-гелеобразующих композиций, или дисперсных систем, или полимеров с дисперсными наполнителями; при величине текущего КИН больше 0,5 проектного КИН, оптимальный суммарный объем закачки оторочек реагентов составляет от 0,5 до 1,5 объема высокопроницаемых каналов пласта, а в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины последовательно закачивают раствор щелочного агента, раствор ПАВ и раствор полимера, или вязкие эмульсионные составы с дисперсными наполнителями, или углеводородные растворители с добавкой ПАВ.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют соли щелочных металлов и угольной кислоты, например карбонат натрия.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют соли щелочных металлов и фосфорной кислоты, например тринатрийфосфат.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют гидроксиды щелочных металлов, например гидроксид натрия.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют анионактивные ПАВ, например сульфанол или алкилкарбоксилаты щелочных металлов.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве полимера используют водорастворимые полимеры, например полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016149994A RU2648135C1 (ru) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016149994A RU2648135C1 (ru) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2648135C1 true RU2648135C1 (ru) | 2018-03-22 |
Family
ID=61708124
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016149994A RU2648135C1 (ru) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2648135C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114961631A (zh) * | 2021-02-24 | 2022-08-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种冻胶复合堵水方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4742873A (en) * | 1985-05-06 | 1988-05-10 | Mitchell Energy Corporation | Subterranean flood tracer process |
| SU1627673A1 (ru) * | 1988-03-10 | 1991-02-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефт ной залежи |
| RU2298647C2 (ru) * | 2005-04-22 | 2007-05-10 | Закрытое акционерное общество "Пангея" | Способ исследования нефтяных пластов |
| RU2315863C2 (ru) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов |
| RU2383722C2 (ru) * | 2008-02-18 | 2010-03-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ разработки нефтяных залежей |
| RU2577865C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2016-03-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства |
| RU2581070C1 (ru) * | 2015-02-19 | 2016-04-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта |
-
2016
- 2016-12-19 RU RU2016149994A patent/RU2648135C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4742873A (en) * | 1985-05-06 | 1988-05-10 | Mitchell Energy Corporation | Subterranean flood tracer process |
| SU1627673A1 (ru) * | 1988-03-10 | 1991-02-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефт ной залежи |
| RU2298647C2 (ru) * | 2005-04-22 | 2007-05-10 | Закрытое акционерное общество "Пангея" | Способ исследования нефтяных пластов |
| RU2315863C2 (ru) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов |
| RU2383722C2 (ru) * | 2008-02-18 | 2010-03-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ разработки нефтяных залежей |
| RU2577865C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2016-03-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства |
| RU2581070C1 (ru) * | 2015-02-19 | 2016-04-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114961631A (zh) * | 2021-02-24 | 2022-08-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种冻胶复合堵水方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2643872C (en) | Method of treating subterranean formations by in-situ hydrolysis of organic acid esters | |
| EP0474284B1 (en) | Method for modifying the permeability of an underground formation | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| US10767474B2 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| EP2534335A1 (en) | Low salinity reservoir environment | |
| US4811787A (en) | Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil | |
| CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| EP0136773B1 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations | |
| RU2494246C1 (ru) | Способ обработки околоскважинной зоны | |
| US11447685B2 (en) | Methods of stabilizing carbonate-bearing formations | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| Whiteley et al. | Low-tension waterflood pilot at the Salem unit, Marion County, Illinois Part 1: field implementation and results | |
| Hatzignatiou et al. | Sodium silicate gelants for water management in naturally fractured hydrocarbon carbonate formations | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2375281C1 (ru) | Способ создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа | |
| CN106050197A (zh) | 一种弱碱三元复合驱增油机理的分析方法 | |
| RU2813288C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости паронагнетательной скважины | |
| RU2756823C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2729667C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины | |
| Galkin et al. | Analysis of experience in the use of preformed particle polymer gels in the development of high-water-cut production facilities in low-temperature oil reservoirs | |
| Bae et al. | Glenn Pool Surfactant Flood Pilot Test: Part 2—Field Operations |