RU1739695C

RU1739695C - Method for development of oil field

Info

Publication number: RU1739695C
Authority: RU
Inventors: В.П. Сонич; И.Ф. Ефремов; В.М. Ильин; Г.Н. Мезенцева; И.А. Кравченко; Э.Г. Гирфанов; А.М. Мезенцев
Original assignee: Акционерное общество "Технефтегаз"
Priority date: 1990-02-20
Filing date: 1990-02-20
Publication date: 1995-01-09

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: method consists in successive alternating injection of aqueous solution of carboxymethyl cellulose of 0.5-2% concentration containing clay in the amount of 0.1-3%, and aqueous solution of neonogenic surfactant of 7-15% concentration containing 0.1-3% of clay. Volume of aqueous solution of carboxymethyl cellulose with clay in formation amounts to, at least, 5 cu.m per meter of oil-saturated layer thickness, and volume of aqueous solution of surfactant with clay amounting to at least 2 cu.m per meter of oil-saturated layer thickness. EFFECT: increased final oil recovery from oil field. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. The invention relates to the oil industry.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем полимерного заводнения, заключающийся в том, что в воде pаствоpяют высокомолекулярный химический реагент - полимер (полиакриламид ПАА), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижая ее подвижность, и за счет этого повышает охват пластов заводнением. There is a method of developing an oil reservoir by polymer flooding, which consists in dissolving a high molecular weight chemical reagent - polymer (PAA polyacrylamide), which is capable of significantly increasing the viscosity of water even at low concentrations, reducing its mobility, and thereby increasing the coverage of formations by water flooding .

Известен также способ разработки нефтяной залежки путем закачки в нагнетательные скважины водя с добавками поверхностно-активных веществ. Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным ПАВ основан на снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой. There is also known a method of developing an oil deposit by injection into injection wells leading to the addition of surfactants. The mechanism of the process of displacing oil from formations with an aqueous surfactant is based on a decrease in the surface tension between oil and water.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и смеси АФ_9-12 1-5%-ной концентрации с глиной. Недостатком способа является низкое нефтеизвлечение из залежи.The closest technical solution, taken as a prototype, is a method of developing an oil deposit, which includes sequentially alternating injection into the oil reservoir of an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide and a mixture of AF _{9-12 of} 1-5% concentration with clay. The disadvantage of this method is the low oil recovery from the reservoir.

Целью изобретения является повышение конечного нефтеизвлечения из нефтяной залежи. The aim of the invention is to increase the final oil recovery from oil deposits.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт раствора полимера и смеси неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) с глиной, водный раствор НПАВ 7-15%-ной концентрации содержит глину 0,1-3%-ной концентрации в растворе НПАВ, а в качестве водного раствора полимера используют водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 0,5-2% -ной концентрации и дополнительно в водный раствор КМЦ вводят глину до 0,1-3% -ной концентрации глины в растворе КМЦ, при этом объем водного раствора КМЦ с глиной в пласте составляет не менее 5 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности, а объем водного раствора НПАВ с глиной составляет не менее 2 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности.This goal is achieved by the fact that in the known method of developing an oil deposit, which includes sequentially alternating injection of a polymer solution and a mixture of nonionic surfactant (clay) with clay into an oil reservoir, an aqueous solution of a nonionic surfactant of 7-15% concentration contains clay 0.1 -3% concentration in a nonionic surfactant solution, and an aqueous solution of carboxymethyl cellulose (CMC) of a 0.5-2% concentration is used as an aqueous polymer solution, and clay is further added to an aqueous CMC solution to a 0.1-3% concentration clay in solution e CMC, while the volume of an aqueous solution of CMC with clay in the formation is at least 5 m ³ per 1 m of oil-saturated power, and the volume of an aqueous solution of nonionic surfactant with clay is at least 2 m ³ per 1 m of oil-saturated power.

В качестве НПАВ рекомендуется использовать АФ_9-12, превоцел или неонол.As nonionic surfactants, it is recommended to use AF _9-12 , prevocel or neonol.

Предложенный способ осуществляют следующим образом. В обводненный нефтяной пласт заканчивают последовательно чередующиеся оторочки водного раствора КМЦ 0,5-2%-ной концентрации, содержащего 0,1-3% глины, и водного раствора НПАВ 7-15%-ной концентрации, содержащего 0,1-3% глины. Суммарный объем заканчиваемых в нагнетательную скважину оторочек составляет 20-1000 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности. После этого в нагнетательную скважину продолжают закачивать воду.The proposed method is as follows. Consecutively alternating rims of an aqueous solution of CMC of 0.5-2% concentration containing 0.1-3% clay and an aqueous solution of nonionic surfactants of 7-15% concentration containing 0.1-3% clay end up in a flooded oil reservoir . The total volume of rims completed in the injection well is 20-1000 m ³ per 1 m of oil-saturated power. After that, water is continued to be pumped into the injection well.

П р и м е р 1. Для месторождения, пласт БВ₈ (вязкость нефти 1,1 мПа·с, проницаемость 0,136 мкм², пористость 22%, пластовая температура 75^оС, нефтенасыщенная мощность 8,6 м), испытывали следующий вариант. В нагнетательную скважину обводненного участка пласта были закачаны по одной оторочке водного раствора КМЦ 1,5%-ной концентрации, содержащего 1,5% глины, и водного раствора НПАВ типа "Превоцел" HG-12 10%-ной концентрации, содержащего 1% глины. Объем оторочки водного раствора КМЦ с глиной составлял 140 м³, оторочки водного раствора смеси НПАВ с глиной 40 м³.EXAMPLES EXAMPLE 1 To deposit layer ₈ BV (oil viscosity of 1.1 mPa · s, permeability of 0.136 m ^2, a porosity of 22%, formation temperature 75 ^{° C,} net pay power 8.6 m) was tested following variant . One rim of an aqueous solution of CMC of 1.5% concentration containing 1.5% clay and one aqueous solution of nonionic surfactants of the Prevocel HG-12 type of 10% concentration containing 1% clay were pumped into the injection well of the flooded section of the formation. . The volume of the rims of an aqueous solution of CMC with clay was 140 m ³ , the rims of an aqueous solution of a mixture of nonionic surfactants with clay were 40 m ³ .

Растворы готовили следующим образом. В пескосмесительную установку УСП-50 загружали КМЦ и глинопорошок, а к гидросмесительному устройству машины 2 СМН-20 подключали водовод. В гидросмесительное устройство поступало дозированное количество реагентов, затем готовили рабочий раствор. Приготовленный водный раствор КМЦ с глиной подавали на цементировочный агрегат ЦА-320 для закачки в нагнетательную скважину. Водный раствор Превоцела с глиной приготавливали и закачивали в скважину аналогично. Solutions were prepared as follows. CMC and clay powder were loaded into the USP-50 sand mixing plant, and a water conduit was connected to the hydraulic mixing device of machine 2 SMN-20. A dosed amount of reagents was supplied to the hydraulic mixing device, then a working solution was prepared. The prepared aqueous solution of CMC with clay was fed to a cementing unit CA-320 for injection into an injection well. An aqueous solution of Prevocel with clay was prepared and pumped into the well in the same way.

Проницаемость обводненного участка пласта снизились с 0,136 до 0,052 мкм². После этого приступали к закачке в скважину воды для проталкивания оторочек и вытеснения нефти. Дополнительная добыча нефти составила 30 тыс. тонн.The permeability of the flooded section of the reservoir decreased from 0.136 to 0.052 μm ² . After that, they started to pump water into the well to push the rims and displace the oil. Additional oil production amounted to 30 thousand tons.

П р и м е р 2. Для условий месторождения, пласт ЮК_10-11 (вязкость нефти 0,41 мПа·с, плотность, 691 кг/м³, соотношение проницаемостей между рядом залегающими пластами равно около 100), рекомендовали следующий вариант.PRI me R 2. For the conditions of the field, the layer UK _10-11 (oil viscosity of 0.41 MPa · s, density, 691 kg / m ³ , the ratio of permeability between a number of underlying layers is about 100), the following option was recommended.

В обводненный пласт закачивали по одной оторочке водного раствора КМЦ 2% -ной концентрации с глиной 3%-ной концентрации и водного раствора НПАВ типа "Превоцел" HG-12 12% -ной концентрации, содержащего 3% глины. Объем оторочки водного раствора КМЦ с глиной составлял около 50 м³ на 1 м мощности ласта участка водного раствора НПАВ с глиной - около 10 м³ на 1 м мощности. Дополнительная добыча нефти на 1 т КМЦ составляла около 5-7 тыс. тонн.One rim of an aqueous solution of CMC of 2% concentration with clay of 3% concentration and an aqueous solution of nonionic surfactants of the Prevocel type HG-12 of 12% concentration containing 3% clay were pumped into the flooded formation. The volume of the rim of an aqueous solution of CMC with clay was about 50 m ³ per 1 m of power of the fin of the plot of the aqueous solution of nonionic surfactants with clay - about 10 m ³ per 1 m of power. Additional oil production per 1 ton of CMC was about 5-7 thousand tons.

П р и м е р 3. Для условий месторождений, пласт Ю (вязкость нефти 0,76 мПа·с, проницаемость 0,03 мкм², пластовая температура 85^оС, начальная нефтенасыщенность 0,78, обводненность продукции 40-78%), рекомендуется следующий вариант.EXAMPLE EXAMPLE 3. For conditions deposits formation Yu (oil viscosity 0.76 mPa · s, permeability of 0.03 m ^2, reservoir temperature of 85 ^{° C,} the initial oil saturation of 0.78, 40-78% water cut) The following option is recommended.

В обводненный пласт закачивали по одной оторочке водного раствора КМЦ 0,5%-ной концентрации, содержащего 0,1% глины, и водного раствора НПАВ типа АФ_9-12 7%-ной концентрации, содержащего 0,1% глины. Объем оторочки водного раствора КМЦ с глиной составлял около 100 м³ на 1 м мощности пласта участка, объем водного раствора НПАВ с глиной - около 1,5 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности. Ожидаемая дополнительная добыча нефти на 1 т КМЦ равна около 500 т.One rim of an aqueous CMC solution of 0.5% concentration containing 0.1% clay and an aqueous nonionic surfactant of type AF _{9-12 of} 7% concentration containing 0.1% clay were pumped into the flooded formation. The volume of the rim of an aqueous solution of CMC with clay was about 100 m ³ per 1 m of reservoir thickness, the volume of an aqueous solution of nonionic surfactants with clay was about 1.5 m ³ per 1 m of oil-saturated power. The expected additional oil production per 1 ton of CMC is about 500 tons.

Для сравнения данного способа с известным, включающим последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида (ПАА) и водного раствора АФ_9-121-5%-ной концентрации, содержащего глину, проведена серия лабораторных экспериментов.To compare this method with the known one, which includes sequentially alternating injection into the oil reservoir of an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide (PAA) and an aqueous solution of AF _{9-12 of} 1-5% concentration containing clay, a series of laboratory experiments was carried out.

Эксперименты проводили на модели пласта применительно к условиям месторождения, пласт БВ₈. Проницаемость модели пласта составляла 0,31 мкм², пористость 22% . Опыты проводили при пластовой температуре 75^оС. Вязкость нефти в пластовых условиях 1,1 мПа·с. начальная нефтенасыщенность составляла 0,62.The experiments were conducted on a reservoir model as applied to field conditions, BV ₈ reservoir. The permeability of the reservoir model was 0.31 μm ² , porosity 22%. Experiments were performed at the reservoir temperature of 75 ^C. The viscosity of the oil at reservoir conditions of 1.1 mPa · s. initial oil saturation was 0.62.

Основные результаты и условия проведения лабораторных экспериментов приведены в таблице. The main results and conditions of laboratory experiments are given in the table.

В опытах 1-3 с закачкой оторочек водного раствора ПАА и водного раствора АФ_9-12 с глиной через модель пласта первоначально фильтровали оторочку воды объемом 0,5 порогового объема модели пласта, затем оторочку водного раствора ПАА, далее оторочку водного раствора АФ_9-12, содержащего глину, и в дальнейшем через модель профильтровывали еще 3 поровых объема воды.In experiments 1–3 with the injection of the rims of an aqueous PAA solution and an aqueous solution of AF _9–12 with clay through a reservoir model, the water rim of 0.5 volume threshold volume of the reservoir model was first filtered, then the rim of the aqueous PAA solution, then the rim of the AF _9-12 aqueous solution containing clay, and further through the model 3 more pore volumes of water were filtered.

Опыты 4-6 проводили аналогично, только в качестве полимера использовали КМЦ и в оторочку водного раствора КМЦ дополнительно вводили глину. Experiments 4-6 were carried out similarly, only CMC was used as the polymer and clay was additionally introduced into the rim of the aqueous CMC solution.

Из данных, приведенных в таблице, видно, что применение предлагаемого способа значительно повышает коэффициент вытеснения нефти. From the data given in the table, it is seen that the application of the proposed method significantly increases the coefficient of oil displacement.

Как показали проведенные исследования, при применении данного способа по сравнению с известным проявляются новые свойства. Это связано с тем, что в пласт закачивают более термостойкую структуру, обладающую меньшими адсорбционными свойствами, а также повышенными нефтевытесняющими свойствами по сравнению с чистыми растворами (без глины). Водный раствор КМЦ, содержащий глину, обладает большей устойчив остью к механическим разрушениям (в 2-8 раз по сравнению с чистым водным раствором полимера). При взаимодействии с нефтью водный раствор КМЦ, содержащий глину, обладает способностью включать в свою структуру нефть, приближаясь по свойствам к мицеллярным растворам, что приводит к улучшению нефтевытесняющих свойств этого способа. В результате повышения концентрации НПАВ до 7-15% образуются стойкие эмульсии, что ведет к выравниванию фронта вытеснения. As shown by studies, when applying this method, compared with the known new properties are manifested. This is due to the fact that a more heat-resistant structure is pumped into the formation, which has lower adsorption properties, as well as increased oil-displacing properties compared to pure solutions (without clay). An aqueous CMC solution containing clay is more resistant to mechanical damage (2–8 times in comparison with a pure aqueous polymer solution). When interacting with oil, an aqueous CMC solution containing clay has the ability to include oil in its structure, approaching the properties of micellar solutions, which leads to an improvement in the oil-displacing properties of this method. As a result of increasing the concentration of nonionic surfactants to 7-15%, stable emulsions are formed, which leads to a leveling out of the displacement front.

Использование данного способа по сравнению с известным, предусматривающим последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и водного раствора АФ_9-12 1-5% -ной концентрации, содержащего глину, обеспечивает более избирательное воздействие на высоко- и малопроницаемые пропластки, выравнивание фронта вытеснения, увеличивает охват воздействием, увеличивает конечное нефтевытеснение.The use of this method in comparison with the known one, which involves sequentially alternating injection into an oil reservoir of an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide and an aqueous solution of AF _{9-12 of} 1-5% concentration containing clay, provides a more selective effect on high and low permeability layers, alignment front displacement, increases exposure coverage, increases final oil displacement.

Claims

METHOD FOR DEVELOPING AN OIL DEPOSIT, comprising sequentially alternating injection into an oil reservoir of an aqueous polymer solution and a mixture of an aqueous solution of a nonionic surfactant with clay, characterized in that, in order to increase the final oil recovery, the aqueous solution of nonionic surfactant contains 0.1 - 3 % clay, and an aqueous solution of carboxymethyl cellulose (CMC) of 0.5 - 2% concentration is used as an aqueous polymer solution, and clay from 0.1 - 3% clay concentration in the CMC solution is added to the aqueous CMC solution, with the volume of an aqueous solution of CMC with clay in the formation is at least 5 m ³ per 1 m of oil-saturated power, and the volume of an aqueous solution of nonionic surfactant with clay is at least 2 m ³ per 1 m of oil-saturated power.