RU2619575C1 - Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure - Google Patents
Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2619575C1 RU2619575C1 RU2016117230A RU2016117230A RU2619575C1 RU 2619575 C1 RU2619575 C1 RU 2619575C1 RU 2016117230 A RU2016117230 A RU 2016117230A RU 2016117230 A RU2016117230 A RU 2016117230A RU 2619575 C1 RU2619575 C1 RU 2619575C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- reservoir
- well
- chloride
- heterogeneous
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 46
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 31
- 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 claims abstract description 28
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 28
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims abstract description 26
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 18
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 229910001510 metal chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract description 11
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 9
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 55
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 16
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 4
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 3
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 ethoxylated alkyl phenol Chemical compound 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004931 aggregating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material 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
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Заявляемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта, улучшению процессов вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта, повышению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающей скважины.The claimed invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing an oil reservoir, improving the processes of oil displacement from low-permeability zones of the reservoir, increasing oil recovery and reducing water cut of a producing well.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора полиакриламида и жидкого стекла, которые подают в водном 0,1-2,5%-ном растворе оксиэтилированного алкилфенола в виде оторочек от 2,5 до 0,02 объема пор пласта (А.с. СССР №1736228, МПК, Е21В 43/22, 1996).A known method of developing an oil field, including injecting into the reservoir through an injection well an aqueous solution of polyacrylamide and water glass, which are supplied in an aqueous 0.1-2.5% solution of ethoxylated alkyl phenol in the form of rims from 2.5 to 0.02 pore volumes layer (A.S. USSR No. 1736228, IPC, ЕВВ 43/22, 1996).
Недостатком известного способа является низкая эффективность воздействия на пласт.The disadvantage of this method is the low effectiveness of the impact on the reservoir.
Данный недостаток обусловлен недостаточной степенью снижения проницаемости неоднородного коллектора и низким коэффициентом вытеснения остаточной нефти, поскольку в пласте образуется незначительный объем осадка из-за низкого содержания ионов кальция и магния в закачиваемой воде, а также тем, что раствор оксиэтилированного алкилфенола при взаимодействии с полиакриламидом способствует образованию пространственной комплексной структуры, обладающей высокой агрегирующей способностью в отношении осадков. При этом используемая концентрация оксиэтилированного алкилфенола в растворе расходуется на образование вышеуказанной структуры, что существенно снижает роль этого реагента в процессе эффективного вытеснения (доотмыва) остаточной нефти.This drawback is due to the insufficient degree of permeability reduction of the heterogeneous reservoir and the low displacement rate of residual oil, since an insignificant amount of sediment forms in the reservoir due to the low content of calcium and magnesium ions in the injected water, as well as the fact that the solution of ethoxylated alkylphenol when interacting with polyacrylamide promotes spatial complex structure with high aggregating ability in relation to precipitation. In this case, the used concentration of ethoxylated alkyl phenol in the solution is spent on the formation of the above structure, which significantly reduces the role of this reagent in the process of effective displacement (additional washing) of residual oil.
Известен также способ разработки обводненной нефтяной залежи (см. патент РФ №2039224, МКИ Е21В 43/22, опубл. 1995 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла с последующим нагнетанием вытесняющего агента, причем перед нагнетанием вытесняющего агента в пласт дополнительно закачивают водный раствор щелочного стока производства капролактама, а в качестве водного раствора соли многовалентного металла используют водный раствор алюмохлорида - отхода производства алкилирования бензола олефином 20-30%-ной концентрации.There is also known a method of developing a waterlogged oil reservoir (see RF patent No. 2039224, MKI E21B 43/22, publ. 1995), which includes injecting into the formation through an injection well an aqueous solution of a multivalent metal salt, followed by injection of the displacing agent, and before injection of the displacing an agent in the reservoir is additionally pumped with an aqueous solution of alkaline runoff of caprolactam production, and as an aqueous solution of a multivalent metal salt, an aqueous solution of aluminum chloride is used - a waste from the production of benzene alkylation olefin 20-30% concentration.
Недостатком данного способа является низкая эффективность при воздействии на высокообводненные нефтяные залежи.The disadvantage of this method is the low efficiency when exposed to highly flooded oil deposits.
Данный недостаток, в первую очередь, обусловлен значительным разбавлением раствора алюмохлорида, который в рамках способа должен использоваться в виде высококонцентрированного состава (20-30 мас. %), кроме этого, данный недостаток обусловлен также тем, что раствор алюмохлорида обладает высокой химической активностью по отношению к породам, поэтому параллельно образованию осадка гидроксида алюминия в поровом пространстве пласта в этих же интервалах происходит активное растворение породы, что препятствует эффективному блокированию промытых и трещиноватых зон пласта и легко вымывается из этих зон.This disadvantage is primarily due to the significant dilution of the aluminum chloride solution, which should be used in the form of a highly concentrated composition (20-30 wt.%), In addition, this disadvantage is also due to the fact that the aluminum chloride solution has a high chemical activity with respect to to rocks, therefore, in parallel with the formation of a precipitate of aluminum hydroxide in the pore space of the formation, active dissolution of the rock occurs at the same intervals, which prevents the effective blocking of the industry thawed and fractured zones of the reservoir and is easily washed out of these zones.
Известен также принятый за прототип способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению (см. РФ №2187628, МКИ Е21В 43/22, опубл. 20.08.2002 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины водного раствора силиката щелочного металла и добычу нефти через добывающие скважины, причем в пласт дополнительно производят совместную закачку водных растворов сульфата аммония и хлорида кальция, при взаимодействии которых в пласте образуются осадок сульфата кальция и в растворенном виде хлорид аммония, затем в пласт закачивают водный раствор силиката щелочного металла, образующий с хлоридом аммония объемный осадок окиси кремния, кроме того, в пласт дополнительно закачивают гелеобразующий раствор на основе водных растворов силиката щелочного металла и сульфата аммония.Also known is the prototype method for developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure (see RF No. 2187628, MKI E21B 43/22, published on 08.20.2002), which includes injecting an aqueous solution of alkali metal silicate into the formation through injection wells and oil production through production wells, and additionally, aqueous solutions of ammonium sulfate and calcium chloride are additionally injected into the formation, upon interaction of which a precipitate of calcium sulfate and dissolved ammonium chloride are formed in the formation, then in step ast pumped aqueous solution of alkali metal silicate, forming with ammonium chloride voluminous precipitate silica in addition to the formation gelling solution additionally injected based on aqueous solutions of alkali metal silicate, and ammonium sulfate.
Недостатком данного способа является его низкая эффективность.The disadvantage of this method is its low efficiency.
Данный недостаток обусловлен тем, что при смешении водных растворов сульфата аммония и хлорида кальция осадок сульфата кальция плохо образуется, что не обеспечивает эффективной кольматации промытых интервалов пласта на первом этапе реализации способа. В результате этого образующийся хлорид аммония размывается по пласту и не взаимодействует с силикатом щелочного металла с образованием осадка окиси кремния, что снижает эффективность способа в целом.This disadvantage is due to the fact that when aqueous solutions of ammonium sulfate and calcium chloride are mixed, a precipitate of calcium sulfate is poorly formed, which does not provide effective colmatation of the washed intervals of the formation at the first stage of the method. As a result, the resulting ammonium chloride is eroded throughout the formation and does not interact with alkali metal silicate to form a silica precipitate, which reduces the efficiency of the process as a whole.
Задачей изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению», является повышение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добываемой продукции за счет эффективной изоляции неоднородных и высокопроницаемых пластов при одновременном сокращении расхода реагентов.The objective of the invention, “A method for developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure”, is to increase oil recovery and reduce water cut of produced products by effectively isolating heterogeneous and highly permeable formations while reducing the consumption of reagents.
Техническим результатом заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» является увеличение эффективности разработки путем изоляции неоднородных и высокопроницаемых The technical result of the claimed invention, “A method for developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure,” is to increase the development efficiency by isolating heterogeneous and highly permeable
пластов за счет применения изолирующего экрана, созданного для кольматации водопромытых интервалов и перераспределения потоков пластовых флюидов, при одновременном сокращении расхода реагентов, используемых для его получения.reservoirs due to the use of an insulating screen designed to mop up water-washed intervals and redistribute the flows of reservoir fluids, while reducing the consumption of reagents used to obtain it.
Поставленный технический результат достигается тем, что в известном способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающем закачку в пласт осадкогелеобразующего состава на водной основе, содержащий силикат щелочного металла и хлорид двухвалентного металла, согласно изобретению, первоначально в пласт в качестве силиката щелочного металла через нагнетательную скважину в виде суспензии закачивают стекло натриевое порошкообразное, при этом используют пресную или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л, полученную суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды 3-15 м3, после этого в нагнетательную скважину закачивают используемый в качестве хлорида двухвалентного металла хлорид магния и/или хлорид кальция, вслед за этим реагенты продавливают буферным объемом воды 15-30 м3, далее скважину оставляют на реагирование на 8-24 часа и после чего скважину запускают в работу, причем в качестве хлорида кальция используют товарные формы хлорида кальция или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л.The technical result is achieved by the fact that in the known method of developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure, including injecting into the formation a water-based precipitating gel composition containing alkali metal silicate and divalent metal chloride, according to the invention, initially into the formation as an alkali metal silicate powdery glass is pumped through the injection well in the form of a suspension, using fresh or mineralized water with mi eralizatsiey not more than 50 g / L, the resulting suspension is forced into the reservoir buffer volume of water of 3-15 m 3, then they pumped into an injection well used as the divalent metal chloride magnesium chloride and / or calcium chloride, followed by forced reagents buffer volume of water 15-30 m 3 , then the well is left to respond for 8-24 hours and after which the well is put into operation, and commodity forms of calcium chloride or saline water with a salinity of not more than 50 g / l are used as calcium chloride.
Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь.Between the distinguishing features and the achieved technical result, there is the following causal relationship.
В отличие от аналогов и прототипа используемый в предлагаемом способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, закачиваемый в пласт осадкогелеобразующий состав на водной основе, содержащий и хлорид двухвалентного металла в качестве силиката щелочного металла, содержащий суспензию стекла натриевого порошкообразного, которую закачивают в скважину раздельно от водного раствора хлорида магния и/или хлорида кальция. Непосредственно в пласте растворы перемешиваются и реагируют между собой, образуя объемный осадок гидроксида кремния, который изолирует неоднородные и высокопроницаемые пласты, образуя устойчивый изолирующий экран, кольматирующий поровое пространство промытых интервалов, обеспечивающий перераспределение фильтрационных потоков пластовых флюидов и увеличивающий эффективность вытеснения нефти. При использовании в качестве хлорида двухвалентного металла хлорида магния дополнительно образуется дисперсный осадок гидроксида магния. Наличие осадков разного типа - объемного гелеобразного осадка гидроксида кремния и дисперсного осадка гидроксида магния оказывают взаимное дополняющее действие и улучшают изоляцию обработанных интервалов пласта. Осадок гидроксида кремния имеет объемную структуру и заполняет весь объем порового пространства, препятствуя фильтрации закачиваемой воды, но при этом может размываться. Гидроксид магния выпадает в осадок в виде мелкой кристаллической дисперсии, которая находится в объеме осадка гидроксида кремния. Это снижает подвижность осадка гидроксида кремния и препятствует его размыванию. В то же время осадок гидроксида кремния удерживает осадок гидроксида магния и не позволяет ему неограниченно перемещаться по пласту. В целом это, при незначительном объеме реагентов, обеспечивает высокую эффективность, поскольку дает высокую стабильность образующегося изолирующего экрана и улучшает блокирование поровых каналов, промытых водой, изолируя неоднородные и высокопроницаемые пласты. Кроме этого, для реализации заявляемого способа разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, используют следующие вещества, выпускаемые промышленностью: стекло натриевое порошкообразное; хлорид магния и хлорид кальция. «Стекло натриевое порошкообразное» условно можно считать силикатом натрия (силикатом щелочного металла). Реагент «Стекло натриевое порошкообразное» является твердым веществом. Данный реагент получается на основе реагента «Стекло натриевое жидкое» (жидкое вещество) и является его аналогом. Однако при этом реагент «Стекло натриевое порошкообразное» не может быть получен простым высушиванием реагента «Стекло натриевое жидкое» и является самостоятельным товарным продуктом. Поэтому указанные реагенты в силу своего физического состояния (твердое и жидкое) проявляют различные свойства, в частности, по-разному взаимодействуют с водой различной минерализации. При растворении в воде стекло натриевое порошкообразное образует водный раствор силиката натрия - аналог стекла натриевого жидкого, обладающий всеми его физико-химическими свойствами, а именно сохраняет его нефтевытесняющие свойства. При растворении реагента «Стекло натриевое порошкообразное» в минерализованной воде происходит образование аморфного геля кремниевой кислоты и микрокристаллического осадка кремниевой кислоты, так как параллельно протекают два процесса: растворение порошкообразного реагента в воде и его реагирование с минерализованной водой. При растворении реагента «Стекло натриевое жидкое» в минерализованной воде происходит образование только аморфного геля кремниевой кислоты. Это принципиально отличает свойства получаемых на основе этих реагентов осадкогелеобразующихся составов. А именно, осадкогелеобразующий состав на основе реагента «Стекло натриевое порошкообразное» имеет более плотную консистенцию и труднее размывается водой, что является определяющим для достижения значимого технического результата. Реагент «Стекло натриевое порошкообразное» не является индивидуальным химическим соединением определенного состава и не может рассматриваться как вещество, получаемое с помощью известных реакций. Свойства реагента также не являются строго прогнозируемыми, поскольку до конца не изучены ввиду малого опыта использования. Реагент выпускается в виде товарных форм «Стекло натриевое порошкообразное» и др. Использование для закачки стекла натриевого порошкообразного пресной или минерализованной воды с минерализацией не более 50 г/л, обеспечивает оптимальную минерализацию воды, в которой растворение стекла натриевого порошкообразного происходит полностью с образованием подвижного состава, легко закачиваемого в пласт. В минерализованной воде с + минерализацией до 50 г/л может происходить частичное выпадение осадка гидроксида кремния, но при этом основная масса осадка выделяется позднее в пласте, после реагирования с закачиваемым хлоридом двухвалентного металла, например с хлоридом магния, хлоридом кальция или минерализованной водой с минерализацией не более 50 г/л. После закачки стекла натриевого порошкообразного и хлорида двухвалентного металла производимая продавка реагентов в пласт буферным объемом воды и выдержка химических составов на реагирование обеспечивали вынос реагентов из ствола скважины и очистку призабойной зоны, что позволяло сохранять коллекторские свойства пласта. При этом образующийся в пласте осадкогелеобразующий состав на основе реагента «Стекло натриевое порошкообразное» имеющий более плотную консистенцию и менее размываемый водой формировался на удалении от забоя скважины. В сочетании с выдержкой на реагирование происходило образование более прочного объемного осадка, при этом также происходило реагирование силикатного раствора, обладающего выраженными щелочными свойствами, с породой пласта, что явилось дополнительным фактором, препятствующим разрушению изолирующего осадкогелеобразующего состава и увеличивающим его технологическую эффективность.Unlike analogues and prototype used in the proposed method for the development of an irrigated oil reservoir, heterogeneous in geological structure, injected into the reservoir, a water-based sedimentation gel composition containing divalent metal chloride as alkali metal silicate containing a suspension of sodium powder glass, which is pumped into the well Separated from an aqueous solution of magnesium chloride and / or calcium chloride. Directly in the reservoir, the solutions mix and react with each other, forming a bulk precipitate of silicon hydroxide, which isolates inhomogeneous and highly permeable formations, forming a stable insulating screen that clogs the pore space of the washed intervals, ensuring the redistribution of the filtration flows of formation fluids and increasing the efficiency of oil displacement. When magnesium chloride is used as the divalent metal chloride, a dispersed precipitate of magnesium hydroxide is additionally formed. The presence of various types of sediments - a voluminous gel-like precipitate of silicon hydroxide and dispersed precipitate of magnesium hydroxide, have a complementary effect and improve the isolation of the treated intervals of the formation. The precipitate of silicon hydroxide has a volumetric structure and fills the entire volume of the pore space, preventing the filtration of the injected water, but it can be eroded. Magnesium hydroxide precipitates in the form of a fine crystalline dispersion, which is in the volume of the precipitate of silicon hydroxide. This reduces the mobility of the precipitate of silicon hydroxide and prevents its erosion. At the same time, the precipitate of silicon hydroxide retains the precipitate of magnesium hydroxide and does not allow it to move unlimitedly throughout the formation. In general, this, with a small amount of reagents, provides high efficiency, since it provides high stability of the resulting insulating screen and improves the blocking of pore channels washed with water, isolating inhomogeneous and highly permeable formations. In addition, to implement the proposed method for the development of an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure, the following substances are used by the industry: powder sodium glass; magnesium chloride and calcium chloride. “Powdered sodium glass” can conventionally be considered sodium silicate (alkali metal silicate). The reagent "Sodium Glass Powder" is a solid. This reagent is obtained on the basis of the reagent "Glass sodium liquid" (liquid substance) and is its analogue. However, at the same time, the reagent "Sodium Glass Powder" cannot be obtained by simply drying the reagent "Glass Sodium Liquid" and is an independent commercial product. Therefore, these reagents due to their physical state (solid and liquid) exhibit various properties, in particular, interact differently with water of different salinity. When dissolved in water, sodium powder glass forms an aqueous solution of sodium silicate - an analogue of liquid sodium glass, which has all its physicochemical properties, namely it retains its oil-displacing properties. When dissolving the reagent "Glass sodium powder" in mineralized water, an amorphous silica gel and microcrystalline precipitate of silicic acid are formed, since two processes occur in parallel: dissolution of the powdered reagent in water and its reaction with mineralized water. When dissolving the reagent "Glass sodium liquid" in mineralized water, only amorphous silica gel is formed. This fundamentally distinguishes the properties of precipitated gel-forming compositions obtained on the basis of these reagents. Namely, the precipitating gel-forming composition based on the reagent "Sodium powder glass" has a denser consistency and is more difficult to wash off with water, which is crucial to achieve a significant technical result. The reagent "Sodium powder glass" is not an individual chemical compound of a certain composition and cannot be considered as a substance obtained using known reactions. The properties of the reagent are also not strictly predictable, since they are not fully understood due to the small experience of use. The reagent is available in the form of “Sodium glass powder” and other forms. The use of sodium powder fresh or mineralized water with a mineralization of not more than 50 g / l for the injection of glass ensures optimal mineralization of water in which dissolution of the sodium powder glass occurs completely with the formation of rolling stock easily injected into the reservoir. In mineralized water with + mineralization up to 50 g / l, a partial precipitation of silicon hydroxide may occur, but the bulk of the sediment is released later in the formation after reacting with injected divalent metal chloride, for example, magnesium chloride, calcium chloride or mineralized water with mineralization no more than 50 g / l. After the injection of glass of sodium powder and chloride of a divalent metal, the reagents were pumped into the reservoir with a buffer volume of water and the chemical compositions were exposed to the reaction to ensure that the reagents were removed from the wellbore and the bottom hole was cleaned, which allowed the reservoir to retain reservoir properties. At the same time, a sediment-forming gel formed on the basis of the reagent “Sodium Glass Powder” reagent, which has a denser consistency and is less eroded by water, was formed at a distance from the bottom of the well. In combination with the reaction time, a stronger bulk sediment was formed, and a silicate solution with pronounced alkaline properties also reacted with the formation rock, which was an additional factor preventing the destruction of the insulating sediment-gel-forming composition and increasing its technological efficiency.
Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации и выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявленного изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» позволил установить, что заявитель не обнаружил источник, характеризующийся признаками, тождественными всем существенным признакам заявленного технического решения. По имеющимся у заявителя сведениям, совокупность существенных признаков заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» не известна из уровня техники, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» критерию «новизна».An analysis of the prior art by the applicant, including a search by patent and scientific and technical sources of information and identification of sources containing information about analogues of the claimed invention, “Method for developing an irrigated oil reservoir, heterogeneous in geological structure” made it possible to establish that the applicant did not find a source characterized by signs, identical to all the essential features of the claimed technical solution. According to the information available to the applicant, the set of essential features of the claimed invention “Method for developing an irrigated oil reservoir heterogeneous in geological structure” is not known from the prior art, which allows us to conclude that the claimed invention “Method for developing an irrigated oil reservoir heterogeneous in geological structure” criterion "novelty".
Определение из перечня выявленных аналогов прототипа, как наиболее близкого по совокупности признаков аналога, позволил выявить совокупность существенных, по отношению к усматриваемому заявителем техническому результату, отличительных признаков в заявляемом изобретении «Способ разработки обводненной нефтяной The definition from the list of identified analogues of the prototype, as the closest in the totality of the characteristics of the analogue, allowed us to identify a set of essential, in relation to the applicant's perceived technical result, distinctive features in the claimed invention "Method for the development of flooded oil
Залежи, неоднородной по геологическому строению», изложенных в формуле изобретения. Следовательно, заявляемое изобретение «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» соответствует критерию «новизна».Deposits heterogeneous in geological structure ”set forth in the claims. Therefore, the claimed invention "A method of developing a water-cut oil reservoir, heterogeneous in geological structure" meets the criterion of "novelty."
Для проверки соответствия заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» критерию «изобретательский уровень» заявитель провел дополнительный поиск известных решений, чтобы выявить совокупность признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению». Результаты поиска показали, что заявляемое изобретение «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» не вытекает для специалиста явным образом из известного уровня техники, поскольку из уровня техники, определенного заявителем, не выявлено влияние, предусматриваемое существенными признаками заявленного изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» преобразований для достижения технического результата. Следовательно, заявленное изобретение «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» соответствует критерию «изобретательский уровень».To verify the conformity of the claimed invention “Method for developing an irrigated oil reservoir heterogeneous in geological structure” to the criterion “inventive step”, the applicant conducted an additional search for known solutions to identify a set of features that match the distinctive features of the prototype features of the claimed invention “Method for developing irrigated oil reservoir heterogeneous on the geological structure. " The search results showed that the claimed invention "Method for the development of an irrigated oil reservoir, heterogeneous in geological structure" does not follow explicitly from the prior art for a specialist, since from the prior art determined by the applicant, the effect provided for by the essential features of the claimed invention "Method of development waterlogged oil reservoir, heterogeneous in geological structure "transformations to achieve a technical result. Therefore, the claimed invention "A method of developing a water-cut oil reservoir that is heterogeneous in geological structure" meets the criterion of "inventive step".
Таким образом, изложенные сведения свидетельствуют о получении при использовании в заявленном изобретении «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» высокой эффективности, а также дополнительных технических результатов в виде повышения других Thus, the above information indicates that when using in the claimed invention, the "Method of developing an irrigated oil reservoir, heterogeneous in geological structure" when receiving high efficiency, as well as additional technical results in the form of increasing other
технических и эксплуатационных возможностей, следовательно, заявленное изобретение «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» соответствует критерию «промышленная применимость».technical and operational capabilities, therefore, the claimed invention, “A method for developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure” meets the criterion of “industrial applicability”.
Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» может быть многократно использована в высокотехнологичном и, одновременно, относительно недорогостоящем процессе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, с получением технического результата, заключающегося в увеличении эффективности экрана, созданного для перераспределения потоков пластовых флюидов путем изоляции неоднородных и высокопроницаемых пластов при одновременном сокращении расхода реагентов.The set of essential features characterizing the essence of the invention, “A method for developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure”, can be repeatedly used in a high-tech and, at the same time, relatively inexpensive process for developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure to obtain a technical result consisting in increasing the effectiveness of the screen created for the redistribution of reservoir fluid flows by isolating heterogeneous x and highly permeable formations, while reducing the consumption of reagents.
Сущность заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» поясняется примерами конкретного выполнения.The essence of the claimed invention "A method of developing a water-cut oil reservoir, heterogeneous in geological structure" is illustrated by examples of specific performance.
«Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» осуществляется следующим образом."The method of developing a water-flooded oil reservoir, heterogeneous in geological structure" is as follows.
ПРИМЕР 1. Продуктивный пласт группы «А» нефтяного месторождения в Западной Сибири с выраженной геологической неоднородностью сложен мощной толщей песчаных коллекторов. Средняя проницаемость коллекторов - 0,013 мкм2. Пласт характеризуется низкой выработкой запасов. Средний текущий дебит по жидкости составляет 115 т/сут, средняя обводненность по пласту - 59,2%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательной скважины составляет 415 м3/сут.EXAMPLE 1. The productive layer of group “A” of an oil field in Western Siberia with pronounced geological heterogeneity is composed of a thick layer of sand reservoirs. The average permeability of the reservoir is 0.013 μm 2 . The reservoir is characterized by low reserves. The average current fluid flow rate is 115 tons / day, the average water cut in the reservoir is 59.2%. An oil reservoir is developed by water flooding. The average injection rate of the injection well is 415 m 3 / day.
По отдельным нагнетательным скважинам приемистость более 1000 м3/сут.For individual injection wells, the injection rate is more than 1000 m 3 / day.
В нагнетательную скважину с приемистостью 360 м3/сут при давлении нагнетания 160,0 атм с помощью насосного агрегата закачивали 4,5%-ную суспензию стекла натриевого порошкообразного в воде с минерализацией 7,3 г/л. При закачке дозировали расчетное количество стекла натриевого порошкообразного через эжектор в поток закачиваемой воды. Суспензию продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 5 м3. Затем через эжектор закачивали 1,5%-ный водный раствор хлорида магния при давлении нагнетания 165 атм. Далее реагенты продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 20 м3, оставляли скважину на реагирование на 12 часов, после чего запускали скважину в работу.A 4.5% suspension of sodium powder glass in water with a mineralization of 7.3 g / l was pumped into an injection well with an injection rate of 360 m 3 / day at an injection pressure of 160.0 atm using a pumping unit. During the injection, the calculated amount of glass of sodium powder was dosed through the ejector into the stream of injected water. The suspension was pushed into the reservoir with a buffer volume of water in an amount of 5 m 3 . Then, a 1.5% aqueous solution of magnesium chloride was pumped through the ejector at a discharge pressure of 165 atm. Then the reagents were pushed into the reservoir with a buffer volume of water in an amount of 20 m 3 , the well was left to respond for 12 hours, after which the well was put into operation.
После закачки предложенным способом разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, осадкогелеобразующего состава, приемистость скважины снизилась до 360 м3/сут при повышении давления нагнетания до 200 атм. По истечении 6 месяцев после обработки скважины предложенным способом разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, накопленная предложенным способом дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 1,4 тыс. т. При этом в добывающих скважинах было установлено снижение обводненности добываемой продукции на 1,3-3,2% и увеличение дебитов по нефти.After injection with the proposed method for the development of an irrigated oil reservoir, heterogeneous in geological structure, sediment-forming composition, the injectivity of the well decreased to 360 m 3 / day with an increase in injection pressure to 200 atm. After 6 months after treating the well with the proposed method for developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure, the additional oil production accumulated by the proposed method for producing wells amounted to 1.4 thousand tons. At the same time, a decrease in water cut of produced products by 1 was established in 3-3.2% and an increase in oil production.
ПРИМЕР 2. Продуктивный пласт группы «Б» нефтяного месторождения в Западной Сибири сложен мощной толщей песчаных коллекторов, неоднородных по геологическому строению. Средняя проницаемость коллекторов - 0,085 мкм2, по отдельным интервалам - свыше 0,120 мкм2. Пласт характеризуется низкой выработкой запасов. Текущий дебит по жидкости составляет 34,8 т/сут, средняя обводненность по пласту - 39,3%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 181 м3/сут, по отдельным скважинам - до 400 м3/сут.EXAMPLE 2. The productive layer of group “B” of an oil field in Western Siberia is composed of a thick stratum of sand reservoirs that are heterogeneous in geological structure. The average permeability of the collectors is 0.085 μm 2 , at individual intervals over 0.120 μm 2 . The reservoir is characterized by low reserves. The current fluid flow rate is 34.8 tons / day, the average water cut in the reservoir is 39.3%. An oil reservoir is developed by water flooding. The average injection rate of injection wells is 181 m 3 / day, for individual wells - up to 400 m 3 / day.
В нагнетательную скважину с приемистостью 308 м3/сут при давлении нагнетания 170 атм с помощью насосного агрегата закачивали 4,2%-ную суспензию стекла натриевого порошкообразного в пресной (технической) воде. Закачку производили путем дозирования через эжектор стекла натриевого порошкообразного в поток закачиваемой воды. Суспензию продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 10 м3. Затем через эжектор закачивали 0,75%-ный водный раствор хлорида магния и 0,75%-ный водный раствор хлорида кальция при давлении нагнетания, равном 170 атм. Далее реагенты продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 20 м3, и оставляли скважину на реагирование на 12 часов, после чего скважину запускали в работу.A 4.2% suspension of sodium powder glass in fresh (technical) water was pumped into an injection well with an injection rate of 308 m 3 / day at a discharge pressure of 170 atm using a pumping unit. The injection was carried out by dosing sodium powder in a glass through an ejector into a stream of injected water. The suspension was pushed into the reservoir with a buffer volume of water in an amount of 10 m 3 . Then, a 0.75% aqueous solution of magnesium chloride and a 0.75% aqueous solution of calcium chloride were pumped through an ejector at an injection pressure of 170 atm. Then the reagents were pushed into the reservoir with a buffer volume of water in an amount of 20 m 3 and the well was left to react for 12 hours, after which the well was put into operation.
После закачки осадкогелеобразующего состава приемистость скважины снизилась до 292 м3/сут при повышении давления закачки до 195 атм. По истечении 6 месяцев после обработки скважины накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 1,83 тыс.т. Кроме этого, в добывающих скважинах было установлено снижение обводненности добываемой продукции на 1,7-4,4% и увеличение дебитов по нефти.After injection of a precipitating gel-forming composition, the injectivity of the well decreased to 292 m 3 / day with an increase in injection pressure to 195 atm. After 6 months after well treatment, the accumulated additional oil production from producing wells amounted to 1.83 thousand tons. In addition, a decrease in water cut of produced products by 1.7-4.4% and an increase in oil production rates were established in production wells.
ПРИМЕР 3. Продуктивный пласт группы «Ю» нефтяного месторождения в Западной Сибири сложен толщей песчаных коллекторов, неоднородных по геологическому строению. Средняя проницаемость коллекторов - 0,017 мкм2, по отдельным интервалам - свыше 0,50 мкм2. Пласт характеризуется низкой выработкой запасов. Текущий дебит по жидкости составляет 119 т/сут, средняя обводненность по пласту - 78,3%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 244 м3/сут, по отдельным скважинам - до 450 м3/сут.EXAMPLE 3. The productive layer of the Yu group of an oil field in Western Siberia is composed of sand reservoirs that are heterogeneous in geological structure. The average permeability of the reservoir is 0.017 μm 2 , at individual intervals over 0.50 μm 2 . The reservoir is characterized by low reserves. The current fluid flow rate is 119 tons / day, the average water cut in the reservoir is 78.3%. An oil reservoir is developed by water flooding. The average injection rate of injection wells is 244 m 3 / day, for individual wells - up to 450 m 3 / day.
В нагнетательную скважину с приемистостью 422 м3/сут при давлении нагнетания 119 атм с помощью насосного агрегата закачивали 4,8%-ную суспензию стекла натриевого порошкообразного в воде с минерализацией 8,2 г/л. Закачку производили путем дозирования через эжектор стекла натриевого порошкообразного в поток закачиваемой воды. Суспензию продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 10 м3. Затем через эжектор закачивали 2,0%-ный водный раствор хлорида кальция при давлении нагнетания 119 атм. Далее реагенты продавили в пласт буферным объемом воды в количестве 20 м3, оставляли скважину на реагирование на 12 часов, после чего скважину запускали в работу.A 4.8% suspension of sodium powder glass in water with a mineralization of 8.2 g / l was pumped into an injection well with an injection rate of 422 m 3 / day at a discharge pressure of 119 atm using a pumping unit. The injection was carried out by dosing sodium powder in a glass through an ejector into a stream of injected water. The suspension was pushed into the reservoir with a buffer volume of water in an amount of 10 m 3 . Then, a 2.0% aqueous solution of calcium chloride was pumped through the ejector at a discharge pressure of 119 atm. Then the reagents were pushed into the reservoir with a buffer volume of water in an amount of 20 m 3 , the well was left to respond for 12 hours, after which the well was put into operation.
После закачки осадкогелеобразующего состава приемистость скважины снизилась до 392 м3/сут при повышении давления нагнетания до 179 атм. По истечении 6 месяцев после обработки скважины предлагаемым способом накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 0,653 тыс.т. Кроме того, в добывающих скважинах было установлено снижение обводненности добываемой продукции на 0,7-3,4% и увеличение дебитов по нефти.After injection of a precipitating gel-forming composition, the injectivity of the well decreased to 392 m 3 / day with an increase in injection pressure to 179 atm. After 6 months after processing the well by the proposed method, the cumulative additional oil production from the producing wells amounted to 0.653 thousand tons. In addition, in production wells, a decrease in water cut of produced products by 0.7-3.4% and an increase in oil production rates were established.
ПРИМЕР 4. Продуктивный пласт ачимовской толщи нефтяного месторождения в Западной Сибири сложен толщей песчаных коллекторов, неоднородных по геологическому строению. Средняя проницаемость коллекторов - 0,007 мкм2. Пласт характеризуется низкой выработкой запасов. Текущий дебит по жидкости составляет 77 т/сут, средняя обводненность по пласту - 62,4%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 353 м3/сут, по отдельным скважинам - более 700 м3/сут.EXAMPLE 4. The productive stratum of the Achimov stratum of an oil field in Western Siberia is composed of strata of sandy reservoirs that are heterogeneous in geological structure. The average permeability of the reservoir is 0.007 μm 2 . The reservoir is characterized by low reserves. The current fluid rate is 77 tons / day, the average water cut in the reservoir is 62.4%. An oil reservoir is developed by water flooding. The average injection rate of injection wells is 353 m 3 / day, for individual wells - more than 700 m 3 / day.
В нагнетательную скважину с приемистостью 480 м3/сут при давлении нагнетания 153 атм с помощью насосного агрегата закачивали 4,0%-ную суспензию стекла натриевого порошкообразного в воде с минерализацией 9,1 г/л. Закачку производили путем дозирования через эжектор стекла натриевого порошкообразного в поток закачиваемой воды. Суспензию продавливали в пласт буферным объемом воды в объеме 15 м3. Затем через эжектор закачали 1,5%-ный водный раствор хлорида магния и 0,5%-ный водный раствор хлорида кальция при давлении нагнетания 153 атм. Далее реагенты продавили в пласт буферным объемом воды в количестве 30 м3, оставили скважину на реагирование на 12 часов и запустили в работу.A 4.0% suspension of sodium powder glass in water with a mineralization of 9.1 g / l was pumped into an injection well with an injection rate of 480 m 3 / day at an injection pressure of 153 atm using a pumping unit. The injection was carried out by dosing sodium powder in a glass through an ejector into a stream of injected water. The suspension was pushed into the reservoir with a buffer volume of water in a volume of 15 m 3 . Then, a 1.5% aqueous solution of magnesium chloride and a 0.5% aqueous solution of calcium chloride were pumped through an ejector at an injection pressure of 153 atm. Then, the reagents were pushed into the reservoir with a buffer volume of water in an amount of 30 m 3 , the well was left to respond for 12 hours and put into operation.
После закачки осадкогелеобразующего состава приемистость скважины снизилась до 408 м3/сут при повышении давления нагнетания до 202 атм. По истечении 6 месяцев после обработки скважины накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 0,9 тыс.т. В добывающих скважинах установлено снижение обводненности добываемой продукции на 0,7-3,4% и увеличение дебитов по нефти.After injection of a precipitating gel-forming composition, the injectivity of the well decreased to 408 m 3 / day with an increase in injection pressure to 202 atm. After 6 months after well treatment, the accumulated additional oil production from producing wells amounted to 0.9 thousand tons. In production wells, a decrease in water cut of produced products by 0.7-3.4% and an increase in oil production rates were established.
Таким образом, использование разработанного способа позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных залежей с неоднородным геологическим строением. Заявляемый способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, воздействует на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая пласты с зональной Thus, the use of the developed method allows you to effectively regulate the development of oil deposits with a heterogeneous geological structure. The inventive method of developing an irrigated oil reservoir, heterogeneous in geological structure, affects reservoirs with various reservoir properties, including reservoirs with zonal
неоднородностью и трещиноватые пласты, повышает нефтеотдачу пластов и снижает обводненность добываемой продукции путем эффективной изоляции неоднородных и высокопроницаемых пластов за счет экрана, созданного для перераспределения потоков пластовых флюидов, что способствует увеличению эффективности разработки за счет при одновременном сокращении расхода используемых для реализации способа реагентов.heterogeneity and fractured reservoirs, increases oil recovery and reduces water cut of produced products by efficiently isolating heterogeneous and highly permeable reservoirs due to the screen created for the redistribution of reservoir fluid flows, which helps to increase the development efficiency due to the simultaneous reduction of the reagents used to implement the method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117230A RU2619575C1 (en) | 2016-04-29 | 2016-04-29 | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117230A RU2619575C1 (en) | 2016-04-29 | 2016-04-29 | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2619575C1 true RU2619575C1 (en) | 2017-05-16 |
Family
ID=58715731
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016117230A RU2619575C1 (en) | 2016-04-29 | 2016-04-29 | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2619575C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3656550A (en) * | 1970-09-08 | 1972-04-18 | Amoco Prod Co | Forming a barrier between zones in waterflooding |
| RU2039224C1 (en) * | 1992-07-15 | 1995-07-09 | Газизов Алмаз Шакирович | Flooded oil field exploitation method |
| SU1736228A1 (en) * | 1990-05-29 | 1996-01-27 | Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов | Method for development of oil field |
| RU2108455C1 (en) * | 1997-05-19 | 1998-04-10 | Владимир Владимирович Мазаев | Method for isolation of brine water inflow |
| RU2187628C1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "Мегионнефтеотдача" | Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure |
| RU2495902C1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-10-20 | Евгений Геннадьевич Матрос | Sealing mud and method of sealing influx of reservoir fluid or gas |
-
2016
- 2016-04-29 RU RU2016117230A patent/RU2619575C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3656550A (en) * | 1970-09-08 | 1972-04-18 | Amoco Prod Co | Forming a barrier between zones in waterflooding |
| SU1736228A1 (en) * | 1990-05-29 | 1996-01-27 | Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов | Method for development of oil field |
| RU2039224C1 (en) * | 1992-07-15 | 1995-07-09 | Газизов Алмаз Шакирович | Flooded oil field exploitation method |
| RU2108455C1 (en) * | 1997-05-19 | 1998-04-10 | Владимир Владимирович Мазаев | Method for isolation of brine water inflow |
| RU2187628C1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "Мегионнефтеотдача" | Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure |
| RU2495902C1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-10-20 | Евгений Геннадьевич Матрос | Sealing mud and method of sealing influx of reservoir fluid or gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8841240B2 (en) | Enhancing drag reduction properties of slick water systems | |
| WO2014058696A1 (en) | Boron removal system and method | |
| WO2019017824A1 (en) | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) | |
| CN117412999A (en) | Water-soluble associative amphoteric polymers as rheology modifiers for subterranean treatments | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| RU2619575C1 (en) | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
| CN111154473B (en) | Blockage removal oil displacement agent and preparation method and application thereof | |
| RU2212529C1 (en) | Method of control of nonuniform oil formation permeability | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| Thomas et al. | Alkali and hybrid-alkali flooding as a tertiary oil recovery mode: prospects and challenges | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2102591C1 (en) | Method for treating productive bed | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2433260C1 (en) | Method of sour well intervention in terriogenous reservoir | |
| US10221082B2 (en) | Amelioration of acid mine drainage | |
| RU2743977C1 (en) | Composition for reducing water permeability of rocks (embodiments) and method of plugging water permeability of rocks | |
| RU2716316C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2165014C1 (en) | Method of treating clay-containing oil formation reservoirs | |
| RU2162936C1 (en) | Compound controlling exploitation of inhomogeneous oil pool | |
| US12421142B2 (en) | Method of sulfate removal from seawater using high salinity produced water |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180327 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190430 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20201209 |