RU2136867C1

RU2136867C1 - Method of developing oil deposit

Info

Publication number: RU2136867C1
Application number: RU98106332A
Authority: RU
Inventors: Р.С. Нурмухаметов; Е.П. Жеребцов; А.Ф. Магалимов; И.Ф. Калачев; А.Г. Телин; Т.Ф. Манапов; Н.И. Хисамутдинов
Original assignee: НГДУ "Иркеннефть"; Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология"
Priority date: 1998-04-07
Filing date: 1998-04-07
Publication date: 1999-09-10

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: before and after injecting cross-linked polymer composition, bactericide solution is injected through injecting wells. EFFECT: enhanced efficiency of developing. 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений за счет увеличения охвата пласта воздействием. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing oil fields by increasing the impact of the formation.

Известный способ увеличения охвата пласта воздействием обработкой нагнетательных скважин полимерным раствором, предпочтительно водным раствором полиакриламида (ПАА) [1] недостаточно эффективен, т.к. полиакриламид подвержен различного рода деструктивным процессам в пласте. A known method of increasing the coverage of the formation by treating injection wells with a polymer solution, preferably an aqueous solution of polyacrylamide (PAA) [1] is not effective enough, because polyacrylamide is subject to various destructive processes in the reservoir.

Наиболее близок к предлагаемому по технической сущности способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в нагнетательные скважины термостойкого сшитого ионами Cr³⁺ полимерного состава на основе ПАА и добычу нефти через добывающие скважины [2].The closest to the proposed technical nature of the method of developing an oil field, including the injection into injection wells of heat-resistant crosslinked Cr ³⁺ ions of a polymer composition based on PAA and oil production through production wells [2].

Недостатком известного технического решения является его низкая эффективность, проявляющаяся в том, что увеличение фактора сопротивления, обеспечиваемое закачкой сшитого полимерного состава, не приводит к заметному увеличению нефтеотдачи, т.к., во-первых, закупориваются наиболее промытые участки пласта, но микроканалы остаются не подключенными к фильтрации, будучи забитыми микроорганизмами и продуктами их жизнедеятельности, присутствующими в пласте; во-вторых, сам термостойкий сшитый полимерный состав на основе ПАА подвергается биодеструкции, также снижающей эффективность способа (см. чертеж). A disadvantage of the known technical solution is its low efficiency, which is manifested in the fact that the increase in the resistance factor provided by the injection of a crosslinked polymer composition does not lead to a noticeable increase in oil recovery, because, firstly, the most washed sections of the reservoir are clogged, but the microchannels do not remain connected to the filtration, being clogged with microorganisms and their waste products present in the reservoir; secondly, the heat-resistant cross-linked polymer composition based on PAA itself undergoes biodegradation, which also reduces the effectiveness of the method (see drawing).

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки нефтяного месторождения за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышения нефтеотдачи. Solved by the invention, the problem and the expected technical result are to increase the efficiency of the method of developing an oil field by increasing the coverage of the formation by the impact and increasing oil recovery.

Поставленная задача решается тем, что предварительно и после закачки сшитого полимерного состава в нагнетательные скважины закачивают раствор бактерицида. The problem is solved in that previously and after pumping the cross-linked polymer composition into the injection wells, a bactericide solution is pumped.

Предложенная авторами последовательность операций позволяет добиться перераспределения потоков в пласте и подключить к фильтрации новые микроканалы. The sequence of operations proposed by the authors allows one to achieve the redistribution of flows in the reservoir and to connect new microchannels to the filtration.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций. The method is carried out by the following sequence of operations.

1. Закачка в нагнетательные скважины раствора бактерицида
2. Закачка в нагнетательные скважины сшитого полимерного состава.1. Injection into the injection wells of a solution of a bactericide
2. Injection into injection wells of a cross-linked polymer composition.

3. Закачка в нагнетательные скважины раствора бактерицида. 3. Injection into the injection wells of a solution of a bactericide.

4. Добыча нефти через добывающие скважины. 4. Oil production through producing wells.

Для проверки технического решения в лабораторных условиях были проведены опыты на простейшей объемной модели нефтяного пласта. Объемная модель представляла собой две параллельно соединенные линейные модели, имеющие общий ввод и раздельный отбор жидкостей. Такая постановка эксперимента позволяет моделировать условия вытеснения нефти из неоднородного пласта, состоящего из двух пропластков с различной проницаемостью, разделенных непроницаемой глинистой перемычкой. To test the technical solution in the laboratory, experiments were conducted on the simplest volumetric model of an oil reservoir. The volumetric model was two parallel-connected linear models having a common input and separate selection of liquids. Such an experimental design makes it possible to simulate the conditions for oil displacement from an inhomogeneous reservoir, consisting of two layers with different permeabilities, separated by an impenetrable clay jumper.

В опытах использовался натурный керн и пластовые жидкости месторождения М, связанная вода создавалась методом вытеснения. In the experiments, a full-scale core and reservoir fluids of the M field were used; bound water was created by the displacement method.

Компоновка пористых сред и подготовка нефти осуществлялась в соответствии с ОСТ 39-195-86. Параметры опытов и результаты экспериментов приведены в таблице (см. в конце описания). The arrangement of porous media and the preparation of oil was carried out in accordance with OST 39-195-86. The experimental parameters and experimental results are shown in the table (see the end of the description).

Всего было проведено три опыта. В первом и втором опыте вода содержала 10^-5 - 10^-6 кл/мл пластовой микрофлоры и 79 мг/л взвешенных частиц.In total, three experiments were carried out. In the first and second experiments, the water contained 10 ^-5 - 10 ^-6 cells / ml of reservoir microflora and 79 mg / l of suspended particles.

В первом опыте коэффициент вытеснения из низкопроницаемой модели составил 0.4145, а из высокопроницаемой - 0.5713. Закачка 0.5 V_п бактерицида - ЛПЭ-11в (500мг/л) привела к приросту коэффициента вытеснения, равному 1.2 и 1.4% из высоко- и низкопроницаемой модели, соответственно. Закачка 0.1 V_п сшитого полимерного состава (СПС) (ПАА-0.1%, хромкалиевые квасцы (ХКК) - 0.015%, вода - остальное) позволила достичь прироста коэффициента вытеснения 2.6 и 6.9% для высоко- и низкопроницаемой модели пласта. Последующая закачка бактерицида объемом 0.5 V_п привела к приросту коэффициента вытеснения всего 0.4 и 0.1% из высоко- и низкопроницаемой модели, соответственно.In the first experiment, the displacement coefficient from the low permeability model was 0.4145, and from the high permeability model it was 0.5713. The injection of 0.5 V _{p of the} bactericide — LET-11v (500 mg / L) led to an increase in the displacement coefficient equal to 1.2 and 1.4% from the high- and low-permeability models, respectively. Injection of 0.1 V _f crosslinked polymer composition (ATP) (PAA-0.1% hromkalievye alum (HCC) - 0.015%, water - the rest) possible to achieve growth and 2.6 displacement efficiency 6.9% for high and low permeability reservoir model. Subsequent injection of a 0.5 V _p bactericide led to an increase in the displacement coefficient of only 0.4 and 0.1% from the high and low permeability models, respectively.

Динамика изменения фактора сопротивления и фактора остаточного сопротивления позволяет также сделать вывод об эффективности предложенного технического решения, т.к. после закачки бактерицида произошла очистка пористой среды от микроорганизмов и мехпримесей (фактор остаточного сопротивления 0.5), а после закачки 0.1 V_п СПС произошло перераспределение потоков (фактор остаточного сопротивления 26.6, а прирост коэффициента вытеснения из низкопроницаемого пласта - 6.9%).The dynamics of changes in the resistance factor and the residual resistance factor also allows us to conclude that the proposed technical solution is effective, because after the injection of the bactericide, the porous medium was cleaned of microorganisms and mechanical impurities (residual resistance factor 0.5), and after the injection of 0.1 V _p ATP, the flows were redistributed (residual resistance factor 26.6, and the increase in the displacement coefficient from the low-permeable formation - 6.9%).

Второй опыт повторял первый, за исключением стадии предварительной закачки бактерицида. В этом случае из-за отсутствия предварительной очистки пористой среды увеличение прироста коэффициента вытеснения при закачке СПС составило всего 1.2 и 2.7% из высоко- и низкопроницаемой пористой среды. The second experiment repeated the first, with the exception of the stage of preliminary injection of the bactericide. In this case, due to the lack of preliminary purification of the porous medium, the increase in the growth of the displacement coefficient during the injection of ATP amounted to only 1.2 and 2.7% of the high and low permeability of the porous medium.

В третьем опыте нагнетаемая вода предварительно отфильтровывалась от микрофлоры и мехпримесей через биофильтр. В результате отсутствия загрязнений эффект от воздействия бактерицида не наблюдался, а эффект от воздействия СПС уменьшен по сравнению с первым опытом. In the third experiment, the injected water was pre-filtered from microflora and solids through a biofilter. As a result of the absence of contamination, the effect of exposure to bactericide was not observed, and the effect of exposure to ATP was reduced in comparison with the first experiment.

Пример конкретного осуществления способа. An example of a specific implementation of the method.

На нагнетательную скважину с приемистостью 640 м³/сут при 130 атм месторождения X, представленного продуктивным пластом девона со средней мощностью пласта 11 м и открытой пористостью 0.22, завозят полиакриламид (1.5 т), хромокалиевые квасцы (0.225 т) и бактерицид ЛПЭ-11 (20 т). Закачивают оторочку 200 м³ бактерицида с концентрацией 500 мг/л, затем оторочку раствора полиакриламида со сшивателем объемом 1500 м³ и концентрацией полиакриламида 0.1% и хромокалиевых квасцов 0.015%. Затем повторяют закачку бактерицида в том же количестве. В результате получено 2500 т дополнительной нефти.Polyacrylamide (1.5 t), chromium potassium alum (0.225 t) and LET-11 bactericide are delivered to an injection well with an injection rate of 640 m ³ / day at 130 atm of field X, represented by a Devonian productive layer with an average formation thickness of 11 m and an open porosity of 0.22. 20 t). A rim of 200 m ³ bactericide with a concentration of 500 mg / l is pumped, then a rim of a polyacrylamide solution with a crosslinker with a volume of 1,500 m ³ and a concentration of 0.1% polyacrylamide and 0.015% chromium potassium alum. Then repeat the injection of the bactericide in the same amount. As a result, 2500 tons of additional oil were obtained.

Способ эффективен и промышленно применим. The method is effective and industrially applicable.

Источники информации
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М. :Недра, 1985.Sources of information
1. Surguchev M. L. Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery.-M. : Nedra, 1985.

2. Григоращенко Г.И. и др. Применение полимеров в добыче нефти.-М.: Недра.1978,с.214. 2. Grigorashchenko G.I. and others. The use of polymers in oil production.-M .: Nedra. 1978, p.214.

Claims

A method of developing an oil field, comprising injecting a crosslinked polymer composition into injection wells and extracting oil through production wells, characterized in that a bactericide solution is pumped into the injection wells first and after the crosslinked polymer composition is injected.