RU2708924C1 - Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления - Google Patents
Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708924C1 RU2708924C1 RU2018146749A RU2018146749A RU2708924C1 RU 2708924 C1 RU2708924 C1 RU 2708924C1 RU 2018146749 A RU2018146749 A RU 2018146749A RU 2018146749 A RU2018146749 A RU 2018146749A RU 2708924 C1 RU2708924 C1 RU 2708924C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- oil
- pressure
- acid
- well
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 51
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 33
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 64
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000009533 lab test Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 36
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 36
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 21
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 10
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 6
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта. В способе увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления подбирают скважину, эксплуатирующую нефтенасыщенный пласт с текущим пластовым давлением не более 0,6·P, где Р – начальное пластовое давление, операции проводят в два основных последовательных этапа. Первый этап направлен на восстановление пластового давления, при котором в скважину закачивают с расходом 2-10 м3/ч рабочую жидкость – воду с общей минерализацией 0,8-1,2 от общей минерализации пластовой воды, закачку ведут до повышения устьевого давления до значения не более 0,2·Р, затем закачивают под устьевым давлением (0,2-0,4)·Р раствор 1-10%-ного поверхностно-активного вещества ПАВ в рабочей жидкости, общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 0,5-5,0 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, после чего вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р, проводят технологическую выдержку не более 48 ч, в течение которых анализируют падение устьевого давления и при его падении докачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р. Второй этап имеет целью воздействие на скелет породы, для чего проводят закачку комплексного кислотного состава с добавлением ПАВ, воды, замедлителей реакции кислоты с породой, стабилизаторов глин, реагентов для создания самоотклоняющихся кислотных составов и/или кислотных эмульсий, состав и концентрацию которых определяют лабораторными исследованиями в зависимости от фильтрационных свойств пласта, причем концентрацию чистой кислоты в комплексном кислотном составе задают на уровне 12-20%, закачку ведут при устьевом давлении не более 0,45·Р, объем Vк закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 1-7 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, продавливают комплексный кислотный состав рабочей жидкостью объемом (0,2-1,0)·Vк под устьевым давлением не более 0,45·Р, после чего проводят технологическую выдержку не более 24 ч, осваивают скважину свабированием либо с применением глубинно-насосного оборудования, пускают скважину в эксплуатацию. Операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 2-4 года. 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления и проведением комплексной кислотной обработки пласта.
Известен способ кислотной обработки околоскважинной зоны, включающий на первом этапе закачку в скважину 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта, на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку нефтью в объеме 5-15 м3 при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 ч и ввод скважины в эксплуатацию (патент РФ № 2490444, кл. Е21В 43/27, опубл. 20.08.2013).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ обработки околоскважинной зоны, включающий на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5%-ного раствора ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м3 на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м3 на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, на третьем этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку пластовой водой в объеме 100-200 м3 при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 ч и ввод скважины в эксплуатацию. Предварительно могут выполнять закачку в скважину пластовой воды до увеличения давления закачки на устье скважины до 1-2 МПа (патент РФ № 2494246, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.09.2013 - прототип).
Общим недостатком от применения известных способов являются невысокая нефтеотдача пласта ввиду неоднородности коллектора и неравномерной закачки компонентов, указанных в способах.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.
Задача решается тем, что в способе увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления, включающем закачку растворов поверхностно-активного вещества – ПАВ, кислоты, замедлителей реакции кислоты с породой, отклонителей кислотных составов, воды и технологическую выдержку, согласно изобретению, подбирают скважину, эксплуатирующую нефтенасыщенный пласт с текущим пластовым давлением не более 0,6·P, где Р – начальное пластовое давление, операции проводят в два основных последовательных этапа, первый из которых направлен на восстановление пластового давления, при котором в скважину закачивают с расходом 2-10 м3/час рабочую жидкость – воду с общей минерализацией 0,8-1,2 от общей минерализации пластовой воды, закачку ведут до повышения устьевого давления до значения не более 0,2·Р, затем закачивают под устьевым давлением (0,2-0,4)·Р раствор 1-10%-ного ПАВ в рабочей жидкости, общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 0,5-5,0 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, после чего вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р, проводят технологическую выдержку не более 48 ч, в течение которых анализируют падение устьевого давления и, при его падении, докачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р, второй этап имеет целью воздействие на скелет породы, для чего проводят закачку комплексного кислотного состава с добавлением ПАВ, воды, замедлителей реакции кислоты с породой, стабилизаторов глин, реагентов для создания самоотклоняющихся кислотных составов и/или кислотных эмульсий, состав и концентрацию которых определяют лабораторными исследованиями в зависимости от фильтрационных свойств пласта, причем концентрацию чистой кислоты в комплексном кислотном составе задают на уровне 12-20%, закачку ведут при устьевом давлении не более 0,45·Р, объем Vк закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 1-7 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, продавливают комплексный кислотный состав рабочей жидкостью объемом (0,2-1,0)·Vк под устьевым давлением не более 0,45·Р, после чего проводят технологическую выдержку не более 24 ч, осваивают скважину свабированием, либо с применением глубинно-насосного оборудования, пускают скважину в эксплуатацию, операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 2-4 года.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу карбонатного нефтяного пласта существенное влияние оказывает энергетическое состояние пласта и система воздействия на коллектор. Существующие технические решения не в полной мере позволяют наиболее эффективно выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
На залежи месторождения подбирают скважину, эксплуатирующую карбонатный нефтенасыщенный пласт с текущим пластовым давлением не более 0,6·P, где Р – начальное пластовое давление. Операции проводят в два основных последовательных этапа с извлечением глубинно-насосного оборудования, либо без его извлечения.
Первый этап направлен на восстановление пластового давления. В скважину закачивают с расходом 2-10 м3/час рабочую жидкость – воду с общей минерализацией 0,8-1,2 от общей минерализации пластовой воды. Закачку ведут до повышения устьевого давления до значения не более 0,2·Р.
Согласно исследованиям, при текущем пластовом давлении более 0,6·P проведение операций по предлагаемому способу характеризуется меньшим приростом нефтеотдачи по сравнению с прототипом. Закачка рабочей жидкости с расходом более 10 м3/час в большинстве случаев приводит к раскрытию естественных или образованию новых трещин в пласте, что повышает обводненность продукции и снижает нефтеотдачу пласта, тогда как менее 2 м3/час – повышает пластовое давление лишь в нескольких метрах вокруг скважины. Закачиваемая вода (рабочая жидкость) с указанной общей минерализацией используется в качестве отклоняющей компоненты при кислотных обработках. При закачке рабочей жидкости в скважину происходит заполнение высокопроницаемой части пласта, перераспределение поля давлений, гравитационное замещение привнесенной воды нефтью из неохваченных зон пласта. Кроме того, создаются благоприятные условия для большеобъемной обработки пласта кислотой. Закачка воды с общей минерализацией менее 0,8 от общей минерализации пластовой воды данного пласта приводит к набуханию и/или миграции глинистых частиц, тогда как закачка рабочей жидкости с общей минерализацией более 1,2 от общей минерализации пластовой воды данного пласта – к выпадению солей в призабойной зоне пласта. В обоих случаях снижается проницаемость коллектора, что в конечном счете уменьшает прирост нефтеотдачи от применения способа. При закачке рабочей жидкости до повышения устьевого давления до значения менее 0,2·Р эффективность последующей закачки кислоты отсутствует ввиду отсутствия перераспределения давлений.
Далее закачивают под устьевым давлением (0,2-0,4)·Р раствор 1-10%-ного ПАВ в рабочей жидкости. Общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 0,5-5,0 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
Согласно проведенным научно-исследовательским работам, при закачке таких ПАВ, как, например, «Сульфен-35», наблюдалось кратное увеличение проницаемости модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью при использовании 1-10% водного раствора композиционного ПАВ. «Сульфен-35» позволяет увеличить проницаемость пласта, разрушить водо-нефтяные эмульсии и очистить поровое пространство пласта от нефтяной пленки и асфальто-смолистых отложений. При концентрации ПАВ в растворе менее 1% практически не было получено дополнительного прироста добычи нефти, тогда как при более 10% - не привело к дальнейшему повышению эффективности способа. При закачке раствора ПАВ под устьевым давлением менее 0,2·Р проникновение раствора в пласт незначительное, тогда как при более 0,4·Р приводит к раскрытию естественных или образованию новых трещин в пласте. При общем объеме закачанного раствора ПАВ из расчета менее 0,5 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, прироста добычи нефти практически не наблюдается, тогда как при более 5,0 м3 – проведение мероприятия экономически не эффективно ввиду отсутствия дальнейшего повышения эффективности способа.
После этого вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р. Проводят технологическую выдержку не более 48 ч, в течение которых анализируют падение устьевого давления и, при его падении, докачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р.
Согласно расчетам, при закачке рабочей жидкости и повышении устьевого давления до значения более, чем 0,4·Р, возникает риск гидравлического разрыва пласта, что снижает прирост добычи нефти. Технологическая выдержка после закачки рабочей жидкости необходима для перераспределения давлений. При продолжительности технологической выдержки более 48 ч. дальнейшего необходимого перераспределения давления не происходит. Докачка рабочей жидкости до повышения устьевого давления до 0,4·Р необходима для восстановления давления в пласте, т.к. при его снижении последующая закачка кислоты не приводит к равномерному охвату пласта воздействием.
Второй этап имеет целью воздействие на скелет породы. Для этого проводят закачку комплексного кислотного состава (на основе соляной или других кислот) с добавлением ПАВ (например, «Сульфен-35»), воды (например, сточная вода), замедлителей реакции кислоты с породой (например, ТХП-1), стабилизаторов глин (например, хлорида калия), реагентов для создания самоотклоняющихся кислотных составов (например, технологии VDA или OilSeeker) и/или кислотных эмульсий (в качестве добавок могут использоваться, например, растворитель ИТПС-010К и эмульгатор ИТПС-804Э). Состав и концентрацию добавок определяют лабораторными исследованиями в зависимости от фильтрационных свойств пласта. Замедлитель кислот ТХП-1 предназначен для получения ингибированной соляной кислоты пролонгированного действия по отношению к карбонатным породам. Концентрацию чистой кислоты в комплексном кислотном составе задают на уровне 12-20%. Закачку ведут при устьевом давлении не более 0,45·Р. Объем Vк закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 1-7 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
Согласно исследованиям, при концентрации кислоты менее 12% реакция кислоты с большинством карбонатных пород минимальна, а при более 20% повышается опасность негативного воздействия на оборудование скважины. Закачка комплексного кислотного состава под устьевым давлением более 0,45·Р приводит к раскрытию естественных или образованию новых трещин в пласте и закачке всего объема кислоты в данные трещины. Закачка комплексного кислотного состава в объеме из расчета менее 1 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта приводит к низкому охвату пласта воздействием, а при более 7 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта – не имеет смысла, т.к. дальнейшего прироста нефтеотдачи не наблюдается.
Далее комплексный кислотный состав продавливают рабочей жидкостью объемом (0,2-1,0)·Vк под устьевым давлением не более 0,45·Р. Проводят технологическую выдержку не более 24 ч. Осваивают скважину свабированием, либо с применением глубинно-насосного оборудования. Пускают скважину в эксплуатацию.
Согласно исследованиям, продавка комплексного кислотного состава рабочей жидкостью в объеме менее 0,2·Vк не приводит к глубокому проникновению комплексного кислотного состава в пласт, а в объеме более Vк – приводит к прорыву рабочей жидкости и снижению эффективности продавки. При продавке комплексного кислотного состава рабочей жидкостью под устьевым давлением более 0,45·Р раскрываются естественные или образуются новые трещины, что снижает нефтеотдачу.
Операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 2-4 года. Согласно расчетам, повтор операций по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с периодичностью чаще 2 лет не имеет смысла, т.к. для большинства коллекторов эффект от операций не успевает прекратиться, а при более 4 лет – темпы отбора нефти достаточно сильно снижаются, что приводит к уменьшению нефтеотдачи пласта.
Эксплуатацию ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов нефти в зоне дренирования скважины.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. Нефтенасыщенный карбонатный слоистый пласт залежи месторождения имеет общую толщину 23 м, эффективную нефтенасыщенную толщину – 12 м и вскрыт вертикальными добывающими скважинами. Кровля пласта залегает на глубине 810 м, начальное пластовое давление P=8,5 МПа, средняя проницаемость коллектора – 40 мД, вязкость нефти – 50 мПа·с. Общая минерализация пластовой воды составляет 220 г/л. На данной залежи подбирают скважину, эксплуатирующую указанный карбонатный нефтенасыщенный пласт с текущим пластовым давлением 0,6·8,5=5,1 МПа.
В данной скважине извлекают глубинно-насосное оборудование. Операции проводят в два основных последовательных этапа.
I этап – восстановление пластового давления. В скважину закачивают с расходом 2 м3/час рабочую жидкость. В качестве рабочей жидкости используют воду с общей минерализацией 0,8·220=176 г/л. Закачку ведут до повышения устьевого давления до значения 0,2·8,5=1,7 МПа. Далее закачивают под устьевым давлением 0,2·8,5=1,7 МПа раствор 1%-ного ПАВ «Сульфен-35» в рабочей жидкости. Общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 0,5 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, т.е. закачивают в объеме 0,5·12=6 м3. После этого вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·8,5=3,4 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 48 ч. В этот период анализируют падение устьевого давления. В результате технологической выдержки устьевое давление снизилось до 2,2 МПа. Докачивают рабочую воду до восстановления устьевого давления до 0,4·8,5=3,4 МПа.
II этап – воздействие на скелет породы. Проводят закачку комплексного кислотного состава. В результате керновых лабораторных исследований установили оптимальный состав комплексного кислотного состава со следующими концентрациями компонентов, масс.:
- соляная кислота – 12%;
- ПАВ «Сульфен-35» - 3%;
- замедлитель реакции кислоты с породой ТХП-1 – 5%;
- стабилизатор глин хлорид калия – 1%;
- добавки для создания самоотклоняющегося кислотного состава ФЛАКСОКОР 210 – 2%;
- добавки для создания кислотной эмульсии, растворитель ИТПС-010К – 10%, эмульгатор ИТПС-804Э – 4%;
- пластовая вода с общей минерализацией 220 г/л – 63%.
Закачку ведут при устьевом давлении 0,45·8,5=3,8 МПа. Объем Vк закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 1 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, т.е. закачивают в объеме Vк=1·12=12 м3.
Далее комплексный кислотный состав продавливают рабочей жидкостью объемом 0,2·Vк=0,2·12=2,4 м3 под устьевым давлением 0,45·8,5=3,8 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 24 ч. Осваивают скважину свабированием. Операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 2 года.
Эксплуатацию ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов в зоне дренирования скважины.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласт представлен иными фильтрационными характеристиками. В данной скважине операции проводят также в два последовательных этапа, но без извлечения глубинно-насосного оборудования.
I этап. В скважину закачивают с расходом 10 м3/час рабочую жидкость. В качестве рабочей жидкости используют воду с общей минерализацией 1,2·220=264 г/л. Закачку ведут до повышения устьевого давления до значения 0,2·8,5=1,7 МПа. Далее закачивают под устьевым давлением 0,4·8,5=3,4 МПа раствор 10%-ного ПАВ «Сульфен-35» в рабочей жидкости. Общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 5 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, т.е. закачивают в объеме 5·12=60 м3. После этого вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·8,5=3,4 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 48 ч. В этот период анализируют падение устьевого давления. В результате технологической выдержки устьевое давление при значении 3,4 МПа не снизилось.
II этап. Проводят закачку комплексного кислотного состава, аналогично примеру 1, но используют 20%-ную соляную кислоту. Соответственно массовая доля воды в комплексном кислотном составе – 55%. Закачку комплексного кислотного состава ведут при устьевом давлении 0,45·8,5=3,8 МПа. Объем Vк закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 7 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, т.е. закачивают в объеме Vк=7·12=84 м3. Далее комплексный кислотный состав продавливают рабочей жидкостью объемом 1,0·Vк=1·84=84 м3 под устьевым давлением 0,45·8,5=3,8 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 24 ч. Осваивают скважину с применением глубинно-насосного оборудования. Операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 4 года.
В результате эксплуатации скважины, которое ограничили достижением обводненности скважины до 98%, было добыто 23,8 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) участка дренирования пласта данной скважиной составил 0,367 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 18,3 тыс.т нефти, КИН составил 0,282 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,085 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения пласта за счет восстановления пластового давления, воздействия на скелет породы закачиваемыми композициями и повышения проницаемости пласта.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.
Claims (1)
- Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления, включающий закачку растворов поверхностно-активного вещества ПАВ, кислоты, замедлителей реакции кислоты с породой, отклонителей кислотных составов, воды и технологическую выдержку, отличающийся тем, что подбирают скважину, эксплуатирующую нефтенасыщенный пласт с текущим пластовым давлением не более 0,6·P, где Р – начальное пластовое давление, операции проводят в два основных последовательных этапа, первый из которых направлен на восстановление пластового давления, при котором в скважину закачивают с расходом 2-10 м3/ч рабочую жидкость – воду с общей минерализацией 0,8-1,2 от общей минерализации пластовой воды, закачку ведут до повышения устьевого давления до значения не более 0,2·Р, затем закачивают под устьевым давлением (0,2-0,4)·Р раствор 1-10%-ного ПАВ в рабочей жидкости, общий объем закачанного раствора ПАВ определяют из расчета 0,5-5,0 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, после чего вновь закачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р, проводят технологическую выдержку не более 48 ч, в течение которых анализируют падение устьевого давления и, при его падении, докачивают рабочую жидкость до повышения устьевого давления до 0,4·Р, второй этап имеет целью воздействие на скелет породы, для чего проводят закачку комплексного кислотного состава с добавлением ПАВ, воды, замедлителей реакции кислоты с породой, стабилизаторов глин, реагентов для создания самоотклоняющихся кислотных составов и/или кислотных эмульсий, состав и концентрацию которых определяют лабораторными исследованиями в зависимости от фильтрационных свойств пласта, причем концентрацию чистой кислоты в комплексном кислотном составе задают на уровне 12-20%, закачку ведут при устьевом давлении не более 0,45·Р, объем Vк закачиваемого комплексного кислотного состава определяют из расчета 1-7 м3 на метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, продавливают комплексный кислотный состав рабочей жидкостью объемом (0,2-1,0)·Vк под устьевым давлением не более 0,45·Р, после чего проводят технологическую выдержку не более 24 ч, осваивают скважину свабированием либо с применением глубинно-насосного оборудования, пускают скважину в эксплуатацию, операции по увеличению нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта в данной скважине повторяют через каждые 2-4 года.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018146749A RU2708924C1 (ru) | 2018-12-27 | 2018-12-27 | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |
| PCT/RU2019/050215 WO2020139167A1 (ru) | 2018-12-27 | 2019-11-15 | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018146749A RU2708924C1 (ru) | 2018-12-27 | 2018-12-27 | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2708924C1 true RU2708924C1 (ru) | 2019-12-12 |
Family
ID=69006711
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018146749A RU2708924C1 (ru) | 2018-12-27 | 2018-12-27 | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2708924C1 (ru) |
| WO (1) | WO2020139167A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778752C1 (ru) * | 2021-10-19 | 2022-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 |
| CN115561189A (zh) * | 2022-10-20 | 2023-01-03 | 西南石油大学 | 一种自生酸酸岩反应速率测试方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2106484C1 (ru) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2166626C1 (ru) * | 2000-07-03 | 2001-05-10 | Гребенников Валентин Тимофеевич | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2490444C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки околоскважинной зоны |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
| RU2579044C1 (ru) * | 2015-02-18 | 2016-03-27 | Сергей Владимирович Махов | Способ обработки нефтесодержащего пласта |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7350572B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| RU2572401C2 (ru) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
-
2018
- 2018-12-27 RU RU2018146749A patent/RU2708924C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2019
- 2019-11-15 WO PCT/RU2019/050215 patent/WO2020139167A1/ru active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2106484C1 (ru) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2166626C1 (ru) * | 2000-07-03 | 2001-05-10 | Гребенников Валентин Тимофеевич | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2490444C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки околоскважинной зоны |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
| RU2579044C1 (ru) * | 2015-02-18 | 2016-03-27 | Сергей Владимирович Махов | Способ обработки нефтесодержащего пласта |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778752C1 (ru) * | 2021-10-19 | 2022-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 |
| RU2782915C1 (ru) * | 2021-11-09 | 2022-11-07 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м3 |
| CN115561189A (zh) * | 2022-10-20 | 2023-01-03 | 西南石油大学 | 一种自生酸酸岩反应速率测试方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2020139167A1 (ru) | 2020-07-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2708746C1 (ru) | Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта | |
| RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2569101C1 (ru) | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2713047C1 (ru) | Способ пропантного гидравлического разрыва нефтяного пласта | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| RU2482269C2 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2304704C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором | |
| RU2490437C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородного сырья | |
| RU2282025C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2750458C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа | |
| CN104481478B (zh) | 聚合物驱对应油井上封堵大孔道中聚窜的方法及其所用处理剂 | |
| RU2579093C1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта | |
| RU2459936C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2597596C1 (ru) | Способ равномерной выработки слоистого коллектора | |
| RU2376462C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости | |
| RU2732746C1 (ru) | Способ разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа | |
| RU2483201C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин | |
| RU2185502C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией | |
| RU2790071C1 (ru) | Способ технологической обработки скважин | |
| RU2819869C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважины | |
| RU2729667C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины | |
| RU2364715C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором | |
| RU2334086C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201228 |