RU2168005C2 - Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи - Google Patents
Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2168005C2 RU2168005C2 RU99115054A RU99115054A RU2168005C2 RU 2168005 C2 RU2168005 C2 RU 2168005C2 RU 99115054 A RU99115054 A RU 99115054A RU 99115054 A RU99115054 A RU 99115054A RU 2168005 C2 RU2168005 C2 RU 2168005C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- solution
- formation
- mineralized
- development
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 8
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract description 7
- 239000003513 alkali Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений. Техническим результатом является снижение концентрации химических реагентов при сохранении эффективности. В способе регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в пласт минерализованной воды, водного раствора полимера, раствора щелочного реагента, минерализованной воды, в качестве раствора щелочного реагента используют раствор углещелочного реагента в воде или в растворе силиката натрия, а после него дополнительно закачивают буфер пресной воды. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений.
Известны способы регулирования разработки и проницаемости пластов, основанные на применении растворов различных полимеров (Сургучев М. Л. "Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов", - М., Недра, 1985).
Недостатком известных способов является относительно невысокие остаточные факторы сопротивления в условиях высокопроницаемых коллекторов, что связано с хорошей растворимостью полимеров в воде. При использовании объемных оторочек растворов полимеров возникает ряд технологических трудностей.
Известен способ вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости карбонатных пластов (патент РФ N 2065945, МПК6 E 21 B 43/22), заключающийся в последовательной циклической закачке водных растворов полимера и дисперсий не растворимых в воде частиц (глинопорошка, древесной муки, мелкодисперсного песка и т.п.).
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, связанная с неглубоким проникновением не растворимых в воде частиц в пласт.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ, включающий последовательную закачку в пласт водного раствора полимера, концентрированного раствора щелочи и минерализованной воды (Патент РФ N 2004782, МПК6 E 21 B 43/22).
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность, связанная с использованием концентрированных растворов щелочей.
Задачей изобретения является снижение концентрации химических реагентов при сохранении эффективности.
Указанная задача достигается тем, что в способе регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в пласт минерализованной воды, водного раствора полимера, раствора щелочного реагента, минерализованной воды, в качестве раствора щелочного реагента используют раствор углещелочного реагента в воде или в водном растворе силиката натрия, а после него дополнительно закачивают буфер пресной воды.
В качестве полимера используют полиакриламиды (ПАА) различных марок, например DMP-310, PDA-1020B, OFXC-1187, Praestol 2500-2640, CS-30, CS-131 и т. п. Для приготовления раствора углещелочного реагента (УЩР) в водном растворе силиката натрия (жидком стекле) используют порошкообразный, пастообразный или жидкий УЩР, техническое жидкое стекло (ГОСТ 13078-81) и пресную воду из поверхностных пресных источников или артезианских скважин. УЩР представляет собой продукт взаимодействия гуминовых веществ бурого угля с щелочами, получаемый по известным методикам.
В качестве водного раствора солей используется минерализованная закачиваемая вода или водные растворы солей многовалентных металлов. Концентрация солей в водном растворе должна обеспечивать коагуляцию растворов УЩР, для чего плотность минерализованной воды должна быть не ниже 1050 кг/м3 или концентрация солей многовалентных металлов не ниже 0,5%.
Способ осуществляют путем последовательной закачки в пласт раствора полимера, раствора УЩР в воде или в растворе силиката натрия, буфера пресной воды и водного раствора солей.
Эффективность достигается следующим способом. Закачка раствора полимера приводит к временному блокированию низкопроницаемых участков пласта. Раствор УЩР в воде или в растворе силиката натрия представляет собой микрогетерогенную (коллоидную) систему, поэтому, с одной стороны, способен проникать только в крупные поры, в отличие от истинных растворов щелочей (по прототипу), проникающих и в мелкие поры, а с другой стороны, способен проникать значительно глубже в пласт, чем грубодисперсные системы по известным техническим решениям. Смешение растворов полимера и УЩР в пласте приводит к образованию гуматно-полимерных и силикатно-полимерных надмолекулярных комплексов, что повышает сопротивление движению жидкости в пласте. Последнее выравнивает фронт движения оторочек в пласте, что способствует увеличению глубины воздействия, уменьшает непроизводительные потери химических реагентов на сорбцию и защемление. При смещении в пласте растворов УЩР и водного раствора солей происходит образование гелей и гелеобразных осадков, снижающих проницаемость обводненных высокопроницаемых зон и пропластков. Силикат натрия предупреждает преждевременное осаждение УЩР в результате взаимодействия с солями жесткости. Буфер пресной воды также препятствует преждевременному осаждению УЩР и, следовательно, увеличивает глубину проникновения оторочек химических реагентов в пласт.
Применение заявляемого способа будет способствовать выравниванию фронта заводнения, вытеснению остаточной нефти, снижению обводненности продукции, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта.
Способ регулирования разработки нефтяной залежи может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными пластами.
Пример
Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,1 - 1,0 мкм2, пористостью 0,18 - 0,25 и минерализованными пластовыми водами с суммарным содержанием солей 50 - 250 г/дм3. Толщина пластов 4 - 20 м, глубина залегания 1500 м.
Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,1 - 1,0 мкм2, пористостью 0,18 - 0,25 и минерализованными пластовыми водами с суммарным содержанием солей 50 - 250 г/дм3. Толщина пластов 4 - 20 м, глубина залегания 1500 м.
Для осуществления метода в нагнетательную скважину (приемистостью более 100 м3/сутки минерализованной воды) закачивают более 10 - 25 м3 0,1 - 0,5%-ного раствора полимера, 25 - 100 м3 раствора УЩР в воде или в растворе силиката натрия, 5 - 10 м3 пресной воды и затем возобновляют закачку минерализованной воды. Отбор нефти осуществляется через добывающие скважины.
Эффективность заявляемого способа подтверждается результатами физического моделирования процесса растворов закачки полимера и УЩР в воде или в растворе силиката натрия в модели пласта Арланского месторождения в условиях, близких к пластовым. В ходе фильтрационных опытов через модели пласта фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления (ΔP), затем растворы реагентов и опять минерализованную воду до стабилизации ΔP. Действие способа оценивали по изменению фильтрационного сопротивления модели пласта:
Rсопр.= (ΔPt/Qt)/(ΔP1/Q1),
где Rсопр - фактор сопротивления, ΔP1 - перепад давления при первоначальной фильтрации воды, ΔPt и Qt - текущие перепад давления и скорость фильтрации, Q1 - средняя скорость фильтрации. В случае установившейся фильтрации:
Rсопр = Rост = k1/k2,
где Rост - остаточное фильтрационное сопротивление, k1 и k2 - проницаемость кернов по воде до и после воздействия. Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в таблице.
Rсопр.= (ΔPt/Qt)/(ΔP1/Q1),
где Rсопр - фактор сопротивления, ΔP1 - перепад давления при первоначальной фильтрации воды, ΔPt и Qt - текущие перепад давления и скорость фильтрации, Q1 - средняя скорость фильтрации. В случае установившейся фильтрации:
Rсопр = Rост = k1/k2,
где Rост - остаточное фильтрационное сопротивление, k1 и k2 - проницаемость кернов по воде до и после воздействия. Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в таблице.
Данные таблицы показывают, что заявляемый способ позволяет достигать тех же значений остаточного фактора сопротивления, что и при использовании концентрированных щелочей по прототипу.
Полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого способа. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит:
- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;
- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;
- улучшить охрану окружающей среды.
- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;
- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;
- улучшить охрану окружающей среды.
Claims (1)
- Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт минерализованной воды, водного раствора полимера, раствора щелочного реагента, минерализованной воды, отличающийся тем, что в качестве раствора щелочного реагента используют раствор углещелочного реагента в воде или в растворе силиката натрия, а после него дополнительно закачивают буфер пресной воды.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99115054A RU2168005C2 (ru) | 1999-07-12 | 1999-07-12 | Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99115054A RU2168005C2 (ru) | 1999-07-12 | 1999-07-12 | Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99115054A RU99115054A (ru) | 2001-05-10 |
| RU2168005C2 true RU2168005C2 (ru) | 2001-05-27 |
Family
ID=20222525
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99115054A RU2168005C2 (ru) | 1999-07-12 | 1999-07-12 | Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2168005C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2205945C2 (ru) * | 2001-08-13 | 2003-06-10 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башнипинефть" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ регулирования проницаемости неоднородного пласта |
| RU2334086C1 (ru) * | 2007-09-12 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2592005C1 (ru) * | 2015-06-29 | 2016-07-20 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Способ разработки залежей нефти |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| SU1312156A1 (ru) * | 1985-04-29 | 1987-05-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изол ции пласта |
| SU1758217A1 (ru) * | 1990-04-05 | 1992-08-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ регулировани фронта заводнени неоднородного по проницаемости нефт ного пласта |
| RU2004782C1 (ru) * | 1991-04-17 | 1993-12-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Способ разработки нефт ных месторождений |
| RU2086757C1 (ru) * | 1995-02-21 | 1997-08-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ добычи нефти |
| RU2123104C1 (ru) * | 1997-03-31 | 1998-12-10 | Газизов Алмаз Шакирович | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
-
1999
- 1999-07-12 RU RU99115054A patent/RU2168005C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| SU1312156A1 (ru) * | 1985-04-29 | 1987-05-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изол ции пласта |
| SU1758217A1 (ru) * | 1990-04-05 | 1992-08-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ регулировани фронта заводнени неоднородного по проницаемости нефт ного пласта |
| RU2004782C1 (ru) * | 1991-04-17 | 1993-12-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Способ разработки нефт ных месторождений |
| RU2086757C1 (ru) * | 1995-02-21 | 1997-08-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ добычи нефти |
| RU2123104C1 (ru) * | 1997-03-31 | 1998-12-10 | Газизов Алмаз Шакирович | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2205945C2 (ru) * | 2001-08-13 | 2003-06-10 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башнипинефть" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ регулирования проницаемости неоднородного пласта |
| RU2334086C1 (ru) * | 2007-09-12 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2592005C1 (ru) * | 2015-06-29 | 2016-07-20 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Способ разработки залежей нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2057914C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| US9879503B2 (en) | Methods of treating long-interval and high-contrast permeability subterranean formations with diverting fluids | |
| CA2096764C (en) | Blocking water coning in oil and gas producing reservoirs | |
| RU2004782C1 (ru) | Способ разработки нефт ных месторождений | |
| US3018826A (en) | Method for increasing the permeability of subterranean formations | |
| RU2079641C1 (ru) | Способ заводнения нефтяного пласта | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| US4478283A (en) | Process for improving waterflood performance in heterogeneous clay-sensitive formations | |
| RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2168005C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration | |
| RU2185500C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением эмульсионной композиции | |
| RU2068084C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| US3882939A (en) | Mobility control in adjacent wellbores | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2097538C1 (ru) | Способ снижения потерь вытесняющего агента и способ вторичной добычи углеводородов | |
| RU2211317C1 (ru) | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами | |
| RU2120030C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2168617C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| US4245700A (en) | Enhanced oil recovery method | |
| RU2140530C1 (ru) | Состав для заводнения нефтяного пласта | |
| RU2184218C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2149980C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости неоднородного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100713 |