SU1758217A1 - Method of control of water flooding front in oil pools with non-uniform penetrability - Google Patents
Method of control of water flooding front in oil pools with non-uniform penetrability Download PDFInfo
- Publication number
- SU1758217A1 SU1758217A1 SU904810642A SU4810642A SU1758217A1 SU 1758217 A1 SU1758217 A1 SU 1758217A1 SU 904810642 A SU904810642 A SU 904810642A SU 4810642 A SU4810642 A SU 4810642A SU 1758217 A1 SU1758217 A1 SU 1758217A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- oil
- injection
- reservoir
- formation
- Prior art date
Links
Abstract
Сущность изобретени : в пласт последовательно закачивают глинистую суспензию плотностью 1,02-1,08 кг/дм и водный раствор полимера, в качестве которого используют 1-3%-ный водный раствор эфира целлюлозы (метил-, оксиэтил-, карбоксиме- тилцеллюлоза). 2 табл.SUMMARY OF THE INVENTION: A clay slurry with a density of 1.02-1.08 kg / dm and an aqueous polymer solution, which uses 1-3% aqueous solution of cellulose ether (methyl, hydroxyethyl, carboxymethylcellulose) are sequentially pumped into the formation . 2 tab.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, а именно к способамповышени нефтеотдачи неоднородного по проницаемости продуктивного пласта.The invention relates to the oil industry, namely to the method of enhancing oil recovery of a reservoir that is not uniform in permeability.
Известен способ повышени нефтеотдачи пластов путем закачки в них водных растворов полиакриламида.There is a method of enhanced oil recovery by pumping aqueous solutions of polyacrylamide into them.
Недостаток данного способа состоит в том, что его применение эффективно только на ранней стадии разработки месторождени при первичном вытеснении нефти, а дл регулировани фронта заводнени неоднородного по проницаемости пласта при наличии в нем зон поглощени на поздней стадии разработки способ вл етс малоэффективным или вообще неэффективным,The disadvantage of this method is that its use is effective only at an early stage of field development during the initial displacement of oil, and to regulate the water front of a reservoir that is not uniform in permeability if it has absorption zones at a late stage of development, the method is ineffective or ineffective.
Наиболее близким к предлагаемому вл етс способ изол ции притока воды в скважину. Данный способ изол ции притока воды о скважину применим и дл целей регулировани фронта заводнени неоднородного по проницаемости пласта. Осуществл етс он путем закачки в продуктивный пласт первоначально водного раствора частично гидролизованного полиакриламида 0,001-0,05%-ной концентрации, а затемClosest to the proposed method is to isolate the flow of water into the well. This method of isolating the inflow of water into a well is also applicable for the purpose of regulating the water front of a permeability non-uniform reservoir. It is carried out by injecting into the reservoir an initially aqueous solution of a partially hydrolyzed polyacrylamide of 0.001-0.05% concentration, and then
глинистой суспензии плотностью 1,02-1,08 кг/дм3.clay suspension with a density of 1.02-1.08 kg / dm3.
Недостатком известного способа вл етс низка эффективность регулировани фронта заводнени неоднородного по проницаемости пласта а св зи с тем, что при указанной последовательности закачки раствор полимера и глиниста суспензи фильтруетс преимущественно в зоны поглощени (трещины, каналы). В результате этого последующим заводнением охватываетс незначительна часть пласта.A disadvantage of the known method is the low control efficiency of the flooding front of a reservoir that is not uniform in permeability, due to the fact that, at the specified injection sequence, the polymer and clay slurry solution is filtered mainly into absorption zones (cracks, channels). As a result of this, a subsequent flooding encompasses an insignificant part of the reservoir.
Целью изобретени вл етс повышение эффективности вытеснени нефти из пласта.The aim of the invention is to increase the efficiency of oil displacement from the formation.
Указанна цель достигаетс тем, что согласно способу регулировани фронта заводнени неоднородногопо проницаемости нефт ного пласта, включающему последовательную закачку в пласт водного раствора полимера и глинистой суспензии плотностью 1,02-1,08 кг/дм3, глинистую суспензию плотностью 1,02-1.08 кг/дм3 закачивают перед закачкой водного раствора полимера, причем о качестве водного раствора полимера зака (ЛThis goal is achieved by the fact that according to the method of controlling the water front of heterogeneous permeability of an oil reservoir, including sequential injection into the formation of an aqueous polymer solution and clay suspension with a density of 1.02-1.08 kg / dm3, clay suspension with a density of 1.02-1.08 kg / dm3 is pumped before pumping an aqueous solution of the polymer, and the quality of the aqueous solution of the polymer is added (L
СWITH
аbut
0000
гоgo
4four
чипэют 1-3%-ный водный раствор эфира целлюлозы.Chipet 1-3% aqueous solution of cellulose ether.
На поздней стадии разработки месторождени при наличии зон поглощени и/или высокопроницаемых обводненных пластов глиниста суспензи , а также и раствор полимера фильтруютс преимущественно в зоны поглощени с незначительным охватом пластов (последующим заводнением . Это откоситс к случа м совместной одновременной закачки глинистой суспензии и полимерного раствора и последовательной закачки, когда первоначально осуществл етс закачка полимерного раствора, а затем глинистой суспензии. При предлагаемой последовательности закачки первоначально происходит фильтраци глинистой суспензии в зоны поглощени с последующим их закупориванием. Затем при закачке 1-3%-ного раствора эфира целлюлозы происходит его фильтраци в высокопроницаемые обводнившиес пласты с последующим резким уменьшением проницаемости таких пластов. При последующем заводнении происходит повышение охвата пластов заводнением за счет подключени в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов Таким образом, предлагаема последовательность закачки и концентрации эфира целлюлозы обеспечивают направленность и распределение потоков фильтрующихс растворов (глинопорошка и полимера) по всей толщине продуктивных пластов в зависимости от их неоднородности по проницаемости.At a late stage of field development, in the presence of absorption zones and / or highly permeable watered layers of clay, the suspension, as well as the polymer solution, is filtered predominantly into the absorption zones with little coverage of the layers (subsequent flooding. This is aloof to the joint simultaneous injection of clay slurry and polymer solution and sequential injection, when the polymer solution is initially pumped, and then the clay slurry. Initially, the clay suspension is filtered into the absorption zones and then plugged. Then, when a 1-3% solution of cellulose ether is pumped, it is filtered into highly permeable watering formations, followed by a sharp decrease in the permeability of such formations. by connecting low-permeable oil-saturated formations into the development. Thus, the proposed injection sequence and cellulose ether concentrations are both Sintering the direction and distribution of the flow of filter solutions (clay powder and polymer) throughout the thickness of the productive layers, depending on their heterogeneity in permeability.
Способ регулировани фронта заводнени неоднородного по проницаемости нефт ного пласта осуществл ют следующим образом.The method of controlling the water front of a non-uniform permeability oil reservoir is carried out as follows.
Предварительно провод т подготовительные работы: выбирают опытный участок на месторождении, выдел ют обьем закачки (нагнетательную скважину) и определ ют гидродинамически св занные с ним добывающие скважины; провод т комплекс стандартных гидродинамических Vi геофизических исследований на скважинах с целью определени текущего состо ни скважин, профил приемистости пластов, степени выработки продуктивных пластов Закачку реагентов на скважине производ т по следующей технологической схеме: водоструйный насос (эжектор) - промежуточна емкость- насосный агрегат типа АН-700 - скважина. Первоначально закачивают глинистую суспензию плотностью 1,02- 1,08 кг/дм3, которую готов т или на стационарных глиноузлах и доставл ют на скважину в автоцистернах, или непосредственно на скважине путем дозировани вPreparatory work is preliminarily carried out: an experimental plot is selected at the field, an injection volume (injection well) is selected, and production wells connected to it are determined hydrodynamically; conduct a complex of standard hydrodynamic Vi geophysical studies at wells to determine the current state of wells, the profile of the injectivity of the formations, the degree of production of productive formations. The injection of reagents at the well is performed according to the following process flow diagram: water jet pump (ejector) of the AN type -700 - well. Initially, a clay slurry with a density of 1.02– 1.08 kg / dm3 is pumped, which is prepared either on stationary aluminae and delivered to the well by tank trucks, or directly to the well by dosing in
струйный насос глинопорошка в сухом виде. Технологический процесс закачКи контролируют подавлению закачки, определ емому по манометру насосного агрегата. Какdry mud blast pump. The technological process of pumping is controlled by the suppression of injection, determined by the gauge of the pump unit. how
показывает промыслова практика закачек химических реагентов, при повышении давлени закачки на 30-50% от первоначального при производительности закачки насосными агрегатами типа АН-700 проис0 ходит закупоривание и отключение зон поглощени , поэтому при повышении давлени на указанную величину прекращают закачку глинистой суспензии и производ т закачку водного раствора полимера сshows the field practice of pumping chemical reagents, when the injection pressure increases by 30-50% from the initial injection pumping unit of the AN-700 type, the absorption zones are blocked and disconnected; therefore, increasing the pressure by this amount stops injection of the clay slurry and injects polymer aqueous solution with
5 концентрацией 1-3% в зависимости от выбранного типа простого эфира целлюлозы. После окончани закачки полимера возобновл ют закачку воды в скважину.5 concentration of 1-3%, depending on the type of cellulose ether. After the completion of polymer injection, water injection into the well is resumed.
В предлагаемом способе закачиваютIn the proposed method injected
0 глинистую суспензию плотностью 1,02- 1,08 кг/дм3, что соответствует концентрации бентонитового глинопорошка в суспензии 5-12%. По результатам лабораторных исследований количество закачива5 емой глинистой суспензии составл ет 3-8% порового объема модели пласта. Раствор полимера закачивают с концентрацией 1- 3% в зависимости от выбранного типа простого эфира целлюлозы и его в зкостных0 clay suspension with a density of 1.02– 1.08 kg / dm3, which corresponds to a concentration of bentonite clay powder in a suspension of 5–12%. According to the results of laboratory studies, the amount of injected clay suspension is 3-8% of the pore volume of the formation model. The polymer solution is pumped at a concentration of 1–3%, depending on the type of cellulose ether and its viscosity chosen.
0 свойств Как показывают лабораторные исследовани , дл эффективного снижени проницаемости высокопрони цаемых обвод- нившихс пластов необходима в зкость растворов простых эфиров целлюлозы в ин5 тервале 100-500 мПа . с, что соответствует концентрации полимера в предлагаемом Способе. Как показывает практика закачек полимерных композиций, необходимое количество закачиваемого раствора эфира0 properties As laboratory studies show, in order to effectively reduce the permeability of highly permeable wetting formations, the viscosity of cellulose ether solutions in the interval of 100-500 MPa is necessary. c, which corresponds to the concentration of the polymer in the proposed method. As practice shows the injection of polymer compositions, the required amount of the injected solution of ether
0 целлюлозы зависит от степени выработки продуктивных пластов и составл ет 10% порового объема пластов.0 pulp depends on the degree of production of productive formations and is 10% of the pore volume of the formations.
Обоснование последовательности закачки и концентрации полимера проводи5 лось на линейных насыпных модел х пласта, набитых кварцевым песком (длина модели 0.5 м, площадь поперечного сечени 6,4- ). Модель пласта состо ла из трех металлических трубок с общим входом.The justification of the injection sequence and polymer concentration was carried out on linear bulk reservoir models filled with quartz sand (model length 0.5 m, cross-sectional area 6.4-). The reservoir model consisted of three metal tubes with a common inlet.
0 Кварцевый песок подбиралс определенной фракции дл каждой трубки таким образом , чтобы смоделировать пласты с большой неоднородностью по проницаемости , Перва трубка (часть) модели пласта0 Quartz sand was selected for a specific fraction for each tube in such a way as to simulate reservoirs with a large permeability heterogeneity. First tube (part) of the reservoir model
5 моделировала зону поглощени , втора часть модели - высокопроницаемый пласт, треть часть - низкопроницаемый пласт.5 modeled the absorption zone, the second part of the model is a high-permeable formation, a third part is a low-permeable formation.
После вакуумировани модель насыщалась пресной водой и определ лась проницаемость по воде Затем в модельAfter evacuation, the model was saturated with fresh water and water permeability was determined. Then, into the model
закачивалась глиниста суспензи или раствор полимера. Последовательность закачки составов представлена в табл. 1. После закачки каждого из составов определ лась проницаемость по воде. Закупоривающа способность глинистой суспензии или раствора полимера определ лась по формулеclay slurry or polymer solution was pumped. The sequence of injection compositions presented in table. 1. After injection of each of the compositions, water permeability was determined. The blocking capacity of the clay suspension or polymer solution was determined by the formula
KiKi
х 100%,x 100%
где Ki - исходна проницаемость по воде, мкм ;where Ki is the initial water permeability, microns;
К2 - проницаемость по воде после закачки глинистой суспензии или раствора полимера, мкм .K2 - water permeability after injection of a clay suspension or polymer solution, μm.
Во всех опытах перепад давлени между торцами модели пласта составл ет 0,05 МПаIn all experiments, the pressure differential between the ends of the formation model is 0.05 MPa
В опытах использовались следующие полимеры: полиакриламид марки Аккот- рол (Япони ), метилцеллюлоза марки ММЦ-БТР (ТУ 39-08-047-74), оксиэтилцел- люлоза марки TYLOSE ЕНМ (ФРГ), карбок- симетилцеллюлоза марки КМЦ 85/700 (ОСТ 6-05-386-80).In the experiments, the following polymers were used: Acacterol (Japan) polyacrylamide, MMC-BTR (TU 39-08-047-74) methylcellulose, TYLOSE ENM (HPM) hydroxyethylcellulose (Germany), CMC 85/700 carboxymethylcellulose ( OST 6-05-386-80).
Как видно из опытов 1-3, предлагаема последовательность закачки и концентрации эфира целлюлозы обладает высокой эффективностью дл регулировани заводнени неоднородного пласта Первоначально после закачки глинистой суспензии перекрываетс (закупориваетс ) зона поглощени , а затем после закачки полимера происходит резкое уменьшение проницаемости высокопроницаемого пласта (закупоривающа способность 80-88%)As shown in experiments 1-3, the proposed injection sequence and cellulose ether concentration is highly effective for controlling flooding of a heterogeneous reservoir. Initially, after the injection of a clay slurry, the absorption zone is blocked (plugged), and then after the injection of the polymer, there is a sharp decrease in the permeability of the highly permeable formation (blocking capacity -88%)
Дл сравнени проведен опыт 4 с концентраци ми и последовательностью закачки составов, описанными в прототипе При первоначальной закачке раствора полиак- риламида происходит фильтраци раствора по всем част м модели пласта, особенно в зону поглощени При этом проницаемость уменьшаетс в различных част х модели на 11-20%. Затем при закачке глинистой суспензии происходит закупоривание зоны поглощени , однако глиниста суспензи не фильтруетс в высоко-и низкопроницаемые части пласта. Последующа закачиваема вода фильтруетс только в высокопроницаемую часть пласта, а низкопроницаема часть остаетс неподключенной в разработку . В результате не повышаетс охват пластов заводнением следовательно. предлагаема по прототипу последовательность закачки вл етс неэффективной.For comparison, experiment 4 was conducted with the concentrations and sequence of injection of the compositions described in the prototype. When the solution of polyacrylamide is initially injected, the solution is filtered through all parts of the formation model, especially into the absorption zone. At the same time, the permeability decreases in different parts of the model by 11-20 % Then, during the injection of the clay suspension, the absorption zone is plugged, however, the clay suspension is not filtered into the high and low permeable portions of the formation. The subsequent injected water is filtered only into the highly permeable part of the formation, and the low permeable part remains unconnected to the development. As a result, the reservoir coverage does not increase by flooding, therefore. The prototype injection sequence is ineffective.
Из результатов опытов 5-8 следует, что наибольшей (100%-ной) закупоривающейFrom the results of experiments 5-8 it follows that the largest (100%) clogging
способностью зон поглощени обладает глиниста суспензи плотностью 1,02- 1,08 кг/дм3.The ability of the absorption zones is possessed by a clay suspension with a density of 1.02-1.08 kg / dm3.
Результаты опытов 1-3, 9-11 показыва- 5 ют, что оптимальными концентраци ми закачиваемого раствора эфира целлюлозы вл ютс концентрации в пределах 1-3%. Раствор полимера с концентрацией менее 1% (опыт 9. 10) фильтруетс во все части 10 модели пласта с незначительным уменьшением их проницаемости Раствор полимера с концентрацией более 3% (опыт 11) фильтруетс только в зону поглощени и обладает невысокой закупоривающей способностью, 15 также раствор полимера с концентрацией более 3% использовать нецелесообразно с технологической и экономической точек зрени .The results of experiments 1-3, 9-11 show that the optimal concentrations of the injected solution of cellulose ether are concentrations in the range of 1-3%. The polymer solution with a concentration of less than 1% (test 9. 10) is filtered into all parts 10 of the reservoir model with a slight decrease in their permeability. The polymer solution with a concentration of more than 3% (test 11) is filtered only into the absorption zone and has a low blocking capacity, 15 is also a solution polymer with a concentration of more than 3% is impractical to use from a technological and economic point of view.
Оценка эффективности предлагаемого 0 способа регулировани была проведена на трехслойной линейной модели неоднородного по проницаемости пласта с изолированными пропластками После вакуумировзни модель последовательно 5 насыщалась водой и нефтью Определ лс коэффициент нефтеотдачи пласта при вытеснении нефти водой. Затем закачивалась глиниста суспензи до повышени давлени закачки до значени , превышающего 0 первоначальное в 1,5 раза (первоначальное давление, при котором производилось вытеснение нефти водой 0,1 МПа) Далее производилась закачка водного раствора эфира целлюлозы обьемом, равным 10% перового 5 объема пласта После закачки полимера производилось довытеснение нефти водой и определ лс прирост коэффициента нефтеотдачи . Результаты опытов представлены в табл. 2. Полученные результаты опытов на 0 модел х пласта показывают высокую эффективность регулировани фронта заводнени предлагаемым способом В результате повышени охвата пласта-заводнением коэффициент нефтеотдачи увели- 5 чилс на 15-17%.Evaluation of the effectiveness of the proposed control method was carried out on a three-layer linear model of an inhomogeneous permeability reservoir with isolated layers. After evacuation, the model was successively saturated with water and oil. The oil recovery coefficient of the reservoir when oil was displaced by water. Then, the clay slurry was pumped until the injection pressure was increased to a value greater than 0 initial 1.5 times (initial pressure at which oil was displaced with water of 0.1 MPa). Then, an aqueous solution of cellulose ether with a volume equal to 10% of the first 5 volume of the reservoir was injected. After the polymer was injected, the oil was extracted with water and an increase in the oil recovery coefficient was determined. The results of the experiments are presented in table. 2. The obtained results of experiments on reservoir models show the high efficiency of the regulation of the water front by the proposed method. As a result of an increase in the coverage of the reservoir-water flooding, the oil recovery ratio increased by 15-17%.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904810642A SU1758217A1 (en) | 1990-04-05 | 1990-04-05 | Method of control of water flooding front in oil pools with non-uniform penetrability |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904810642A SU1758217A1 (en) | 1990-04-05 | 1990-04-05 | Method of control of water flooding front in oil pools with non-uniform penetrability |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1758217A1 true SU1758217A1 (en) | 1992-08-30 |
Family
ID=21506344
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904810642A SU1758217A1 (en) | 1990-04-05 | 1990-04-05 | Method of control of water flooding front in oil pools with non-uniform penetrability |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1758217A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2804944C1 (en) * | 2023-04-12 | 2023-10-09 | Общество с ограниченной ответственностью "БентИзол" | Barrier mixture for obtaining flat textile anti-filtration element with increased insulating characteristics |
-
1990
- 1990-04-05 SU SU904810642A patent/SU1758217A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 933963,кл. Е 21 В 43/32, 1980. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2804944C1 (en) * | 2023-04-12 | 2023-10-09 | Общество с ограниченной ответственностью "БентИзол" | Barrier mixture for obtaining flat textile anti-filtration element with increased insulating characteristics |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6981560B2 (en) | Method and apparatus for treating a productive zone while drilling | |
CN111961460B (en) | High-efficiency energy-saving bridge channel fully-coupled fiber proppant system and application method thereof | |
US3347314A (en) | Methods for well completion | |
RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
SU1758217A1 (en) | Method of control of water flooding front in oil pools with non-uniform penetrability | |
RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
RU2717163C1 (en) | Treatment method of borehole zone of productive formation | |
CN111749665A (en) | Gel foam temporary plugging diverting agent for low-permeability oilfield acidizing and fracturing and using method | |
RU2065945C1 (en) | Method of displacing crude oil from nonuniform in respect to permeability carbonate strata | |
SU1677278A1 (en) | Method of bottomhole treatment | |
RU2304706C2 (en) | Method of controlling development of nonuniform oil formation | |
SU857435A1 (en) | Method of cementing well seam face zone | |
SU1740633A1 (en) | Method for forming borehole filtration zone | |
RU2157884C1 (en) | Method of development of oil formations with layer nonuniform permeability | |
RU2143548C1 (en) | Method of development of nonuniform water- encroached oil formations | |
RU2268351C2 (en) | Method for well casing with reservoir properties retention in productive bed | |
RU2195546C1 (en) | Method of isolating flushed zones in oil formation | |
RU2042787C1 (en) | Method for colmatage of well permeable formation | |
RU2170817C2 (en) | Method of displacement of unrecovered oil | |
SU1693265A1 (en) | Method of hydraulic mining of coal bed | |
RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
RU2061854C1 (en) | Method for oil production from intermediate deposits | |
RU2084620C1 (en) | Method for development of multiple-bed oil pool |