RU2662724C1 - Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662724C1 RU2662724C1 RU2017105708A RU2017105708A RU2662724C1 RU 2662724 C1 RU2662724 C1 RU 2662724C1 RU 2017105708 A RU2017105708 A RU 2017105708A RU 2017105708 A RU2017105708 A RU 2017105708A RU 2662724 C1 RU2662724 C1 RU 2662724C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- formation
- oil
- water
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 73
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 73
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 63
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 44
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 37
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 46
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 41
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 19
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 23
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 241001132374 Asta Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 244000005706 microflora Species 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension 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
- E21B43/20—Displacing by water
-
- 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
- E21B43/17—Interconnecting two or more wells by fracturing or otherwise attacking the formation
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором с целью повышения нефтеотдачи пластов заводнением. Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины. По первому варианту в пласт через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду до достижения обводненности скважинной продукции до 50% (включительно), после чего поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором. Первый режим включает закачку через нагнетательные скважины пресной воды в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. Второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 12-24 часов. Третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%. По второму варианту первый и второй режимы разработки одинаковы с первым вариантом, а третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды или минерализованной воды с содержанием 0,05 маc. % неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%. Достигаемый технический результат - увеличение повышения охвата пласта и вытеснения нефти, а также улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором с целью повышения нефтеотдачи пластов заводнением.
Известен способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором (патент РФ №2105141, кл. Е21В 43/22, кл. Е21В 43/27, опубл. 20.02.1998 г.), включающий проведение разглинизирующей обработки призабойных зон в нагнетательных скважинах закачкой в них декольматирующего реагента, последующую закачку водного раствора полимера через по меньшей мере одну нагнетательную скважину, отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину, кроме того, определяют коэффициент глинистости пласта, одновременно с разглинизирующей обработкой призабойных зон нагнетательных скважин производят разглинизирующую обработку призабойных зон добывающих скважин закачкой в них декольматирующего реагента, при этом объем и/или концентрацию декольматирующего реагента выбирают пропорционально большими для скважин с большим коэффициентом глинистости и меньшими для скважин с меньшим коэффициентом глинистости, а концентрацию водного раствора полимера выбирают в диапазоне между концентрацией, при которой подвижность водного раствора полимера в разглинизированной призабойной зоне пласта равна подвижности воды в этой зоне до разглинизации, и концентрацией, при которой удельный прирост нефтеотдачи залежи максимален.
Недостатками данного способа являются значительные технико-экономические затраты на реализацию закачки декольматирующего реагента и полимера, а также необратимая адсорбция полимера на поверхности пор продуктивного пласта.
Известен способ разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором (патент РФ №2527949, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.09.2014 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, при этом для разработки выбирают залежь или участок залежи с наличием пластового давления не ниже начального, с обводненностью 60% и более, и наличием не менее 40 тыс. тонн извлекаемых запасов, затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более, после проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием, горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м, проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит, после ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции, после получения роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинно-насосного оборудования на больший типоразмер.
Кроме того после проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием, горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м, проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит, а после ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции, после получения снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам.
Недостатком данного способа является сложность достижения заявленного значения увеличения нефтеотдачи пластов на 2,5% в указанных геолого-физических условиях, низкие шансы окупаемости технико-экономических затрат на реализацию предложенных проектных решений, кроме того следует отметить высокую вероятность быстрого обводнения продукции добывающих скважин.
Известен способ обработки продуктивного пласта и скважинное оборудование для его осуществления (патент РФ №2478778, кл. Е21В 43/25, кл. Е21В 28/00, опубл. 10.04.2013 г.), включающий циклически чередующиеся операции репрессии на пласт с закачкой в пласт технологических жидкостей и депрессии на пласт с вызовом притока, волновое воздействие упругими колебаниями на обрабатываемую среду гидродинамическим генератором, установленным в скважине напротив продуктивного интервала, регулирование величины и/или скорости создания репрессии и депрессии в циклах, проведение управляемого по амплитудно-частотным параметрам регулярного волнового воздействия и осуществление мониторинга развития в пластовой среде фильтрационных процессов, декольматации и трещинообразования, на основе которого в режиме обратной связи определяют и назначают параметры регулирования, параметры волнового воздействия в последующих циклах репрессии и депрессии и длительность данных циклов по времени, а величины и/или скорости создания репрессии и депрессии в циклах регулируют с последовательным их возрастанием, при этом начальные их минимальные значения определяют и назначают в зависимости от фильтрационно-емкостных параметров пластовой среды и одновременно периодически создают в скважинной жидкости гидроударные импульсы давления.
Кроме того, по крайней мере, в одном из циклов репрессии, одновременно с волновым воздействием в обрабатываемую пластовую среду закачивают сжимаемые жидкости с последующим их извлечением при создании импульсных депрессий, при этом в качестве сжимаемых жидкостей используют газожидкостные смеси, водонефтяные эмульсии, пены, химические реагенты. Сжимаемые жидкости создают непосредственно в процессе обработки в ходе закачки технологических жидкостей в пласт, при этом в качестве вводимого в жидкости газа используют углекислый газ, углеводородные газы, азот, воздух, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания устьевой техники или их смеси или используют газ, образующийся в результате химической реакции реагентной технологической жидкости с породами коллектора пласта и т.д.
Недостатком данного способа является отсутствие технологической возможности проведения обработок продуктивного пласта в горизонтальных скважинах из-за ограниченной применимости скважинных источников на пласт только в вертикальном положении. Кроме того, обработка продуктивного пласта виброволновым воздействием в вертикальных скважинах будет характеризоваться низким эффектом даже с применением различных реагентов и газа.
Известно устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины (патент РФ на полезную модель №131503, кл. G01V 1/00, опубл. 20.08.2013 г.).
Данное устройство предназначено для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины, состоящее из наземного пульта питания, управления и контроля, а также корпуса скважинного прибора, в котором размещены: источник повышенного напряжения в виде последовательно соединенных трансформаторов, блок выпрямления и блок умножения напряжения, конденсаторный накопитель электрической энергии, разрядник и излучатель, состоящий из высоковольтного и низковольтного электродов, а излучатель снабжен низковольтным электродом, соединенным с вращающимся блоком корпуса, выполненным в виде цилиндра, установленного на подшипниках скольжения с вырезом для контакта со скважинным флюидом, заполненного с противоположной стороны выреза тяжелым металлом, например свинцом, так что при движении в горизонтальной скважине вырез всегда направлен вверх, при этом корпус скважинного прибора оснащен эластичными пакерами, а разрядник выполнен в виде безнакального тиратрона.
Недостатком данного устройства является отсутствие технологии его применения для обработки продуктивного пласта в горизонтальных скважинах при разработке нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором с достижением продолжительного технологического эффекта и снижения себестоимости добычи скважинной продукции.
Известен способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором при циклическом заводнении (патент РФ №2547868, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.04.2015 г.), принятый за прототип. Данный способ включает в себя циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем в пласт через нагнетательные скважины периодически закачивают минерализованную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта и пресную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта, при этом переход к закачке пресной воды после закачки минерализованной воды осуществляют без постепенного снижения минерализации, состав и концентрацию солей закачиваемой минерализованной воды оставляют на уровне пластовой, а цикл закачки вод различной минерализации многократно повторяют, пресную воду закачивают до момента времени, когда снижение приемистости нагнетательной скважины превысит допустимый технологический уровень - критическое падение пластового давления в областях целевого воздействия, минерализованную воду закачивают до момента времени, когда нагнетательная скважина выйдет на начальный или близкий к начальному режим работы, определяемый расходом нагнетаемой жидкости и давлением на устье.
Недостатками данного способа являются значительные энергетические и финансовые затраты на закачку больших объемов воды через нагнетательные скважины, существенное снижение приемистости продуктивного пласта, отсутствие существенного технологического эффекта от данного технологического решения в направлении повышения охвата пласта и вытеснения нефти, значительные технические и финансовые затраты для последующего восстановления исходной проницаемости продуктивного пласта после обработки, низкая способность регулирования направления фильтрационных потоков закачиваемой воды при разработке нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, увеличение повышения охвата пласта и вытеснения нефти, снижение энергетических затрат и себестоимости добычи углеводородного сырья из продуктивных пластов эксплуатационных объектов данной категории запасов, улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, достижение требуемого технологического эффекта от внедренных научно-технических решений, достижение и превышение проектных показателей разработки данных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.
Поставленная техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, включающим закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины.
Новым является то, что по первому варианту в пласт через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду до достижения обводненности скважинной продукции до 50% (включительно), после чего поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, первый режим включает закачку через нагнетательные скважины пресной воды в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта, либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта, второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 12-24 часов, третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%.
Новым является и то, что по второму варианту в пласт через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду до достижения обводненности скважинной продукции до 50% (включительно), после чего поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, при этом первый и второй режим разработки одинаковы с первым вариантом, а третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды с содержанием 0,05 мас. % неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%.
Для эффективной разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором главным условием является улучшение гидродинамической связи в продуктивном пласте, улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, повышение подвижности углеводородов, увеличение охвата продуктивного пласта, обеспечение максимального возможной длительности технологического эффекта от внедрения научно-технического решения и т.д. Кроме того, закачиваемая минерализованная вода должна быть совместима с пластовыми водами нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором. Пресная вода перед закачкой должна быть подготовлена: выполнено обеззараживание от различной микрофлоры, проведена очистка от различных твердых частиц до требуемых параметров в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств пласта и т.д.
Применение физического воздействия на нефтяных месторождениях с глиносодержащим коллектором направлено, в первую очередь, на улучшение и восстановление фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, а также на увеличение подвижности углеводородов в пласте. В качестве источника физического воздействия рассматривается устройство, предназначенное для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины. Интенсивность, продолжительность обработки и интервалы обработки продуктивного пласта физическим воздействием определяются по исходным геолого-промысловым данным. В результате, применение данного научно-технического решения позволит снизить себестоимость добычи нефти из залежей с глиносодержащими коллекторами и повысить рентабельность разработки эксплуатационных объектов данной категории запасов.
Для дополнительного увеличения коэффициента вытеснения и наиболее лучшего доотмыва пленок нефти с внутренней поверхности поровых каналов рекомендована закачка водных растворов неионогенных ПАВ на третьем режиме разработки залежи с глиносодержащим коллектором. В качестве неионогенного ПАВ предложено использовать неонол АФ 9-12.
Неонол АФ 9-12 выпускается по ТУ 2483-077-05766801-98. Внешний вид неонола АФ 9-12 при температуре 25°С - прозрачная маслянистая жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Физико-химические показатели неонола АФ 9-12 должны соответствовать показателям:
- концентрация водородных ионов (pH) - водного раствора с массовой долей НПАВ 10 г/дм3 - 7±1;
- массовая доля воды, % не более 0,5;
- температура застывания, °С, в пределах 13-17;
- плотность при 50°С, кг/м3 - 1046±3.
Описываемый способ поясняется графиком, в котором приведены основные результаты экспериментальных фильтрационных исследований по определению коэффициента вытеснения нефти в зависимости от минерализации вытесняющей воды и дополнительных мероприятиях: 1 - только при физическом воздействии, 2 - при физическом воздействии и закачке неионогенных ПАВ.
Как видно из графика, применение физического воздействия при разработке нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором позволит повысить коэффициент вытеснения нефти до значения 0,45 д.е. Кроме того, дополнительная закачка водных растворов неионогенного ПАВ после физического воздействия будет способствовать увеличению коэффициента вытеснения на 3,0-7,0% в условиях глинистого коллектора. В результате применение физического воздействия и закачки неионогенных ПАВ позволит снизить себестоимость добычи углеводородов, увеличить темпы отбора нефти из залежи с глиносодержащим коллектором, повысить конечное фактическое значение коэффициента нефтеотдачи пластов по сравнению с проектным.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
На начальной стадии разработки закачка минерализованной воды позволяет вытеснить нефть из высокопроницаемых участков коллектора. Рост обводненности скважинной продукции до 50% показывает о необходимости выполнения дополнительных мероприятий для поддержания текущих показателей разработки залежи. Закачка пресной воды через нагнетательную скважину направлена па взаимодействие с глинистыми компонентами коллектора. При контакте глинистых компонентов коллектора с пресной водой происходит физико-химическое взаимодействие, что приводит к образованию вокруг глинистых частиц адсорбционного (прилегающего к глинистой частице) и диффузного (удаленного от глинистой частицы) слоев. Общая минерализация воды и ее насыщенность различными катионами влияет на толщину диффузного слоя. Отметим, что толщина диффузного слоя глинистых частиц увеличивается при преобладании в закачиваемой жидкости одновалентных катионов (например, K+, Na+) и сокращается - при преобладании в жидкости поливалентных катионов (например, Са2+, Mg2+, Al3+).
Закачка пресной воды приводит к снижению проницаемости глиносодержащей породы и подвижности водной фазы за счет образования толстого диффузного слоя. Также создаются благоприятные условия для отрыва части ионов глины и перехода их в жидкость с образованием суспензии и дальнейшей активной гидратации глин. Результаты лабораторных экспериментов показали падение водопроницаемости образца глиносодержащего полимиктового песчаника в среднем в 1,5-2 раза. Экспериментальные исследования проводились на цилиндрических натуральных образцах полимиктовых песчаников для оценки повреждения пласта с использованием установки FDES-645 (Coretest Systems). Данная установка позволяет проводить экспериментальные исследования с моделированием термобарических условий максимально приближенных к пластовым.
Ухудшение фильтрационной характеристики коллектора при закачке пресной воды наблюдается сразу после непосредственного контакта водной фазы и водочувствительных минералов коллектора. Снижение приемистости высокопроницаемых пропластков приведет к перераспределению потоков закачиваемой жидкости в менее проницаемые зоны и вовлечению в разработку участков, ранее не охваченных вытеснением.
Закачка пресной воды осуществляется в размере до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта, либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. В зависимости от конкретных геолого- физических условий залежи необходимо уточнение объема и продолжительности закачки пресной воды.
На втором режиме разработки в добывающую горизонтальную скважину спускают источник физического воздействия. В зависимости от толщины продуктивного пласта выбирается необходимое количество интервалов для обработки, что позволяет обрабатывать пласты большой толщины (минимум 1 обработка физическим воздействием каждые 20-30 метров горизонтального интервала). Далее в каждом интервале воздействуют упругими импульсами в выбранном диапазоне частот при помощи источника упругих резонансных импульсов. Необходимый диапазон частот и количество импульсов воздействия подбирается специально для каждой скважины отдельно на основе анализа геолого-промыслового материала и лабораторных исследований устьевых проб нефти. После проведения операции по физическому воздействию источник упругих резонансных импульсов поднимают, а скважину оставляют на выдержку и технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 12-24 часов. Физическое воздействие направлено на улучшение и восстановление фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
На третьем режиме возобновляют закачку в пласт минерализованной воды (минерализация 8-20 г/л) для вытеснения нефти и дальнейшего восстановления проницаемости плохо проводящих каналов малого диаметра в связи с закачкой пресной воды. Обработка физическим воздействием и последующая закачка минерализованной воды позволит подключить в разработку низкопроницаемые пропластки и возобновить разработку высокопроницаемых каналов пласта, в итоге, увеличить коэффициент охвата пласта.
Применение неионогенных ПАВ позволит улучшить доотмыв нефти из пласта и дополнительно повысить коэффициент вытеснения. Закачку минерализованной воды через нагнетательные скважины производят до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%.
Далее происходит переход на первый режим и нагнетательные скважины переводятся на закачивание в пласт пресной воды. Данные режимы циклически повторяются многократно до достижения или превышения утвержденных показателей разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором.
Отметим, что для осуществления данной технологии глинистая часть коллектора должна быть представлена глинистыми минералами, которые способны к обратимой гидратации (например, каолинитом) в зависимости от минерализации воды, закачиваемой в продуктивный пласт через нагнетательные скважины.
Данные результаты подтверждаются результатами лабораторных исследований. На графике приведены результаты фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях по определению коэффициента вытеснения нефти в зависимости от минерализации вытесняющей воды при физическом воздействии и закачке неионогенных ПАВ. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».
Способ иллюстрируется следующим примером.
В разработку вводится нефтяная залежь с глиносодержащим коллектором: размеры залежи 7,0 км × 7,5 км, глубина залегания продуктивного пласта 2200-2500 м, толщина продуктивного пласта 20-35 м, пластовая температура 85°С, начальное пластовое давление 25,0 МПа, нефтенасыщенность 0,60-0,75 д. ед., пористость коллектора 17-22%, проницаемость пласта 0,02-0,1 мкм2, плотность нефти 880-890 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях 1,4-2,0 мПа⋅с, глинистость коллектора 5-7%.
Пробурены нагнетательные и добывающие (вертикальные и горизонтальные) скважины. В нагнетательную скважину осуществляется закачка минерализованной воды (минерализация 8-10 г/л), совместимой с пластовой, с постоянным контролем обводненности продукции добывающих скважин. Закачка минерализованной воды осуществляется до достижения средней обводненности скважинной продукции до 50% (включительно). После этого переходят на три поочередных режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором.
На первом режиме производится закачка пресной воды до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта (примерно до 110000 тыс м3), либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. При этом ведется постоянный контроль обводненности продукции добывающих скважин.
После переходят на второй режим и производят спуск в добывающие горизонтальные скважины источника физического воздействия и производят обработку с частотой 100 импульсов каждые 25 метров. Далее останавливают добывающую скважину на технологическую паузу на 12 часов для перераспределения фильтрационных потоков между добывающими и нагнетательной скважинами.
После проведения технологических операций и необходимой паузы переходят к третьему режиму разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, включающему закачку минерализованной воды через нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающей скважины.
Для дополнительного отмыва нефти из удаленных зон пласта рассматривается закачка через нагнетательные скважины минерализованной воды с содержанием 0,05 мас. % неионогенного ПАВ. Отбор нефти из добывающей скважины производят до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%. При достижении роста средней обводненности скважинной продукции на 10% переходят к первому режиму разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором.
Далее три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором повторяют поочередно.
Использование предлагаемого способа позволяет снизить общие объемы закачки воды через нагнетательные скважины, повысить коэффициент нефтеотдачи пластов, повысить рентабельность разработки нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором.
Технический результат способа разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пласта за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта и повышения подвижности углеродов в пласте, повышения коэффициента охвата за счет подключения нефтенасыщенных малопроницаемых пропластков, снижения себестоимости добычи углеводородов из пласта, повышения конечного коэффициента извлечения нефти.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины, отличающийся тем, что по первому варианту в пласт через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду до достижения обводненности скважинной продукции до 50% (включительно), после чего поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, первый режим включает закачку через нагнетательные скважины пресной воды в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта, второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 12-24 часов, третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%, причем по второму варианту в пласт через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду до достижения обводненности скважинной продукции до 50% (включительно), после чего поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором, при этом первый и второй режим разработки одинаковы с первым вариантом, а третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды или минерализованной воды с содержанием 0,05 маc. % неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017105708A RU2662724C1 (ru) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017105708A RU2662724C1 (ru) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2662724C1 true RU2662724C1 (ru) | 2018-07-27 |
Family
ID=62981753
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017105708A RU2662724C1 (ru) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2662724C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696745C1 (ru) * | 2018-11-08 | 2019-08-05 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ снижения аномалий вязкости пластовой нефти |
| RU2777004C1 (ru) * | 2021-12-17 | 2022-08-01 | Федеральное автономное учреждение "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФАУ "ЗапСибНИИГГ" | Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2024741C1 (ru) * | 1992-02-19 | 1994-12-15 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2231631C1 (ru) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU131503U1 (ru) * | 2013-04-09 | 2013-08-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины |
| RU2547868C1 (ru) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
-
2017
- 2017-02-20 RU RU2017105708A patent/RU2662724C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2024741C1 (ru) * | 1992-02-19 | 1994-12-15 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2231631C1 (ru) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU131503U1 (ru) * | 2013-04-09 | 2013-08-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины |
| RU2547868C1 (ru) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ОСТ 39-225-88 (ВОДА ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ.ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ), 01.07.1990, с.5, Приложение 1,таблица 1,с.6, Приложение 2, таблица 2. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696745C1 (ru) * | 2018-11-08 | 2019-08-05 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ снижения аномалий вязкости пластовой нефти |
| RU2777004C1 (ru) * | 2021-12-17 | 2022-08-01 | Федеральное автономное учреждение "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФАУ "ЗапСибНИИГГ" | Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Abramov et al. | Ultrasonic technology for enhanced oil recovery from failing oil wells and the equipment for its implemention | |
| Shafiai et al. | Conventional and electrical EOR review: the development trend of ultrasonic application in EOR | |
| RU2484237C2 (ru) | Способ очистки трещины гидроразрыва пласта | |
| Mohanty et al. | Improved hydrocarbon recovery using mixtures of energizing chemicals in unconventional reservoirs | |
| RU2513895C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
| Yusupova et al. | Technological feature of water shutoff operations | |
| WO2011145979A1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта и скважинное оборудование для его осуществления | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| Shehata et al. | The role of sandstone mineralogy and rock quality in the performance of low-salinity waterflooding | |
| RU2231631C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Wang et al. | Investigation of water leakoff considering the component variation and gas entrapment in shale during hydraulic-fracturing stimulation | |
| RU2543009C1 (ru) | Способ разработки газонефтяной залежи | |
| Jamaloei | Chemical flooding in naturally fractured reservoirs: fundamental aspects and field-scale practices | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| Abramova et al. | Analysis of the modern methods for enhanced oil recovery | |
| RU2662724C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором | |
| RU2712980C1 (ru) | Способ повышения эффективности добычи нефти | |
| RU2672272C2 (ru) | Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти | |
| Kiani* et al. | A novel enhanced oil recovery approach to water flooding in Saskatchewan's tight oil plays | |
| RU2683015C1 (ru) | Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников | |
| RU2136859C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| Nader et al. | Evaluation of main pay-Zubair Formation after operations re-injection of produced water directly in Rumaila Oil Field norths under matrix condition | |
| RU2696745C1 (ru) | Способ снижения аномалий вязкости пластовой нефти | |
| Kułynycz et al. | Comparison of the oil recovery between waterflooding and CO2-EOR method for the JSt oil reservoir | |
| RU2755114C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи |