SU1747680A1

SU1747680A1 - Method for oil displacement from carbonate beds of heterogeneous permeability

Info

Publication number: SU1747680A1
Application number: SU904781636A
Authority: SU
Inventors: Расим Нагимович Дияшев; Фания Муртазовна Саттарова; Валерий Иванович Зайцев; Анас Мансурович Салихов
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1990-01-15
Filing date: 1990-01-15
Publication date: 1992-07-15

Abstract

Изобретение относитс к нефтедобыва ющей промышленности, в частности к способам извлечени нефти из неоднородных по проницаемости пластов. Цель - повышение эффективности вытеснени нефти. Дл этого в продуктивный пласт закачивают водный раствор хлористого кальци и кальцинированной соды, закачивают воду в пласт Растворы закачивают порци ми циклически с концентрацией (мас.%) 20-21 и 19-20 соответственно. Соотношение обьемов 1.1 Объем порции каждого из раствора в цикле равен 7 - 10% от закачиваемого общего объема раствора. Общий объем каждого закачиваемого раствора наход т из математического выражени .The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for extracting oil from reservoirs that are not uniform in permeability. The goal is to increase the efficiency of oil displacement. To do this, an aqueous solution of calcium chloride and soda ash is pumped into the reservoir, water is pumped into the reservoir. Solutions are pumped in portions cyclically with a concentration (wt.%) Of 20-21 and 19-20, respectively. Ratio of volumes 1.1 The volume of a portion of each solution in a cycle is 7–10% of the injected total volume of the solution. The total volume of each pumped solution is found from a mathematical expression.

Description

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечени нефти из неоднородных по проницаемости трещинно-поровых карбонатных пластов.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for extracting oil from fracture-porous carbonate formations that are not uniform in permeability.

Известен способ разработки нефт ной залежи, включающий закачкучерез нагнетательную скважину оторочки 15%-ной сол ной кислоты, инертной жидкости и 90%-ной серной кислоты. Оторочка продвигаетс по пласту водой, сол на кислота реагирует с карбонатными составл ющими пласта с образованием хлористого кальци . Затем серна кислота реагирует с хлористым кальцием, при этом образуетс гипс, который локализуетс в трещинах.There is a method of developing a petroleum reservoir, which includes pumping through the injection well of the rim of 15% hydrochloric acid, an inert liquid and 90% sulfuric acid. The rim moves through the formation with water, and the hydrochloric acid reacts with the carbonate components of the formation to form calcium chloride. Sulfuric acid then reacts with calcium chloride to form gypsum, which is localized in cracks.

Основным недостатком этого способа вл етс низка эффективность, обусловленна разрушением карбонатного составл ющего коллектора при взаимодействии с сол ной кислотой. Вследствие этого частьThe main disadvantage of this method is the low efficiency due to the destruction of the carbonate component of the reservoir when interacting with hydrochloric acid. Due to this part

образовавшегос гипса расходуетс на закупорку дополнительно образовавшихс пор. Кроме того, при реакции серной кислоты с хлористым кальцием образуетс сол на кислотаthe gypsum formed is spent on blocking the additionally formed pores. In addition, hydrochloric acid is formed by the reaction of sulfuric acid with calcium chloride.

CaCI2 + H2S04 + 2Н20 CaSO r2H20 + ь2НС.CaCI2 + H2SO4 + 2H20 CaSO r2H20 + S2HC.

Известно, что в присутствии сол ной кислоты растворимость гипса повышаетс , что приводит к уменьшению массы образовавшегос осадка.It is known that in the presence of hydrochloric acid, the solubility of gypsum increases, which leads to a decrease in the mass of the precipitate formed.

Наиболее близким к предлагаемому в- лпитс способ заводнени нефт ных пластов , включающий закачку в скважину последовательно водных растворов хлористого кальци (СаС12) и кальцинированнойThe closest to the proposed goldsite is a method of flooding of oil reservoirs, including the injection into the well of successively aqueous solutions of calcium chloride (CaC12) and calcined

.,,оды(Ыа2СОз).. ,, odes (Na2soz).

Недостатком известного способа вл етс низкий прирост коэффициента вытеснени нефти (2,1 % ) из-за плохой смешиваемости последовательно закачанСОThe disadvantage of this method is the low increase in the oil displacement coefficient (2.1%) due to poor miscibility.

СWITH

и ч оand what

СО ОSO About

ных осадкообразующих растворов. Установлено , что при последовательной закачке образуетс закупоривающего материала всего 20 % от максимально возможного, Кроме того, в известном способе не указаны ни оптимальные концентрации, ни оптимальные объемы.sediment-forming solutions. It has been established that with sequential injection, a blocking material is formed of only 20% of the maximum possible. Moreover, neither the optimal concentrations nor the optimal volumes are indicated in the known method.

Цель изобретени - повышение эффективности способа путем закачки водных растворов хлористого кальци и кальцинированной соды порци ми циклически с концентраци ми (мас.%) соответственно 20 - 21 и 19-20 в соотношении 1:1 каждого раствора при объеме цикла 7 - 10 % от закачиваемого объема раствора, причем общий объем каждого закачиваемого раствора (V) определ етс по формулеThe purpose of the invention is to increase the efficiency of the method by pumping aqueous solutions of calcium chloride and soda ash in portions cyclically with concentrations (wt.%) Respectively 20-21 and 19-20 in a ratio of 1: 1 of each solution with a cycle volume of 7-10% of the injected solution volume, the total volume of each injected solution (V) is determined by the formula

VV

. -В2г.КпС1-Кн.но). -V2g.KpS1-Kn.no)

22

(1)(one)

где л. 3,14;where l. 3.14;

h - эффективна нефтенасыщенна толщина пласта, м;h - effective oil saturated formation thickness, m;

Кп - пористость, доли ед.;CP - porosity, fractions of units;

Кн и.о. - коэффициент начального нефте- насыщенного объема, доли е.;KN and. - coefficient of initial oil-saturated volume, fraction e;

R - радиус проникновени раствора, м.R is the radius of penetration of the solution, m

Экспериментально установлено, что радиус проникновени раствора можно вычислить по формулеIt was established experimentally that the radius of penetration of the solution can be calculated by the formula

R- 0,0205 -Ц(2)R- 0.0205-C (2)

где L - рассто ние от нагнетательной скважины до добывающей. Коэффициент 0,0205 определ ют следующим образом. В модель длиной 1 м порци ми циклически закачивают по 30 мл 20 %-ного раствора хлористого кальци и 19 %-ного раствора кальцинированной соды,В модели при этом осаждаетс 5,7 г карбоната кальци с плотностью 2,65 г/см3 Обьем осадка составл ет 2,15 см3. Объем пор, зан тых водой, составл ет 105 см3. На единицу длины моделиwhere L is the distance from the injection well to the production one. The coefficient 0.0205 is determined as follows. In a model 1 m long in portions, 30 ml of a 20% calcium chloride solution and a 19% soda ash solution are cyclically pumped. In the model, 5.7 g of calcium carbonate with a density of 2.65 g / cm3 precipitate. is 2.15 cm3. The volume of pores occupied by water is 105 cm3. Per unit length model

приходитс -TQQ 1,05 см3 объеме, пор. Поcomes -TQQ 1.05 cm3 volume, pores. By

длине модели осадок объемом 2,15 см3 рас215 пределитс на рассто нии 2,05 см,The length of the model sediment with a volume of 2.15 cm3 is limited to a distance of 2.05 cm,

что в отношении к общей длине модели составит 0,0205.that in relation to the total length of the model will be 0.0205.

При снижении концентрации солей ниже нижнего предела (CaCIa) 20% и ЫазСОз 19 %) снижаетс объем образующегос осадка и соответственно закупоривающий эффект, а верхний предел (CaCte 21 % и NazCOa 20 %) ограничен предельной растворимостью в воде кальцинированной соды .By reducing the salt concentration below the lower limit (CaCIa) 20% and HzCO3 19%), the volume of precipitate formed and the blocking effect, respectively, and the upper limit (CaCte 21% and NazCOa 20%) is limited by the limiting solubility of soda ash in water.

При осуществлении предлагаемого способа в трещинах трещинно-порового коллектора (в радиусе 0,0205-L) образуетс вWhen implementing the proposed method, fractures of a fractured porous reservoir (within a radius of 0.0205-L) are formed in

достаточном объеме практически нерастворимый в вода осадок - карбонат кальци , который надежно закупоривает высокопроницаемые зоны пласта, вследствие чего повышаетс эффективность вытеснени нефти из низкопроницамых пропластков.a sufficient amount of practically insoluble calcium carbonate precipitate in water, which reliably clogs the highly permeable zones of the formation, as a result of which the efficiency of oil displacement from low permeability streams is increased.

Количество закупоривающего материала , образуемого при применении предлагаемого способа, в 4,4 раза больше, чем приThe amount of clogging material formed when applying the proposed method is 4.4 times more than when

0 применении известного способа. Прирост коэффициента вытеснени при применении предлагаемого способа 7.2 % выше, чем при применении известного.0 application of the known method. The increase in the displacement coefficient when applying the proposed method is 7.2% higher than when applying the known.

Известно применение хлористого каль5 ци дл изол ции низкопроницаемого пласта путем закачки в него высококонцентрированиого нагретого до температуры 50-80°С водного раствора, который перед закачкой в пласт выдерживаютIt is known to use calcium chloride to isolate a low-permeable formation by pumping into it a high-concentration aqueous solution heated to a temperature of 50-80 ° C, which is kept before injection into the formation

0 до начала естественной кристаллизации. За счет охлаждени нагретого насыщенного раствора хлористого кальци до температуры проницаемого горизонта происходит кристаллизаци соли и закупорка пор пла5 ста.0 before the onset of natural crystallization. By cooling the heated saturated calcium chloride solution to the temperature of the permeable horizon, the salt crystallizes and clogs the pores of the plate.

Недостатком применени раствора хлористого кальци в качеТве закупоривающего материала вл етс его высока растворимбсть в воде. При непрерывномThe disadvantage of using a calcium chloride solution as a clogging material is its high solubility in water. With continuous

0 поступлении закачиваемой воды в пласт, что всегда имеет место при разработке нефт ной залежи, эффект значительно снижаетс .When the injected water enters the reservoir, which is always the case when developing an oil reservoir, the effect is significantly reduced.

Известно применение кальцинирован5 ной соды (углекислого натри ) дл обработки пласта в сочетании с закачкой ПАВ. В этом случае кальцинированна сода улучшает нефтевымывающие свойства ПАВ. В предлагаемом способе кальцинированна The use of soda ash (sodium carbonate) for treating the formation in combination with surfactant injection is known. In this case, soda ash improves the oil-forming properties of surfactants. In the proposed method, calcined

0 сода закачиваетс в сочетании с хлористым кальцием дл образовани закупоривающего нерастворимого осадка в зоне высокой проницаемости с целью улучшени услови вытеснени из низкопроницаемых зон, т.е.0, soda is pumped in combination with calcium chloride to form a plugging insoluble precipitate in the high permeability zone in order to improve the condition of displacement from low permeability zones, i.e.

5 выполн ет другую функцию.5 performs another function.

Способ осуществл етс следующим образом .The method is carried out as follows.

В пласт через насосно-компрессорные трубы, опущенный до фильтра колонны и затрубное пространство, циклически пор0 ци ми в соотношении 1:1 объемом по 7 - 10 % от общего объема каждого раствора закачивают по одной линии раствор, содержащий , мас.%: хлористый кальций 20 - 21, воду 79 - 80; по другой - раствор, содержа5 щий, мас.%: кальцинированную соду 19 - 20, воду 80-81. При закачке порци ми циклически улучшаютс услови дл образовани осадка и осаждаетс в пласт более 80% от максимально возможного.Into the reservoir through tubing, lowered to the column filter and annulus, cyclically in a 1: 1 ratio with a volume of 7–10% of the total volume of each solution, a solution containing, in wt%, calcium chloride is pumped in one line. 20-21, water 79-80; on the other, a solution containing 5% by weight: soda ash 19-20, water 80-81. When pumping portions, the conditions for the formation of sediment cyclically improve and precipitate into the reservoir more than 80% of the maximum possible.

Ойщий объем закачиваемого раствора вычисл етс по формуле (1). Таким образом, суммарный объем осадкообразующих растворов определ етс объемом пор. зан тых водой, при этом объем образованного осадка соответствует объему трещин.The total volume of the injected solution is calculated by the formula (1). Thus, the total volume of sediment-forming solutions is determined by the pore volume. occupied by water, while the volume of sediment formed corresponds to the volume of cracks.

Растворы хлбристого кальци и кальцинированной соды закачиваютс в соотношении 1:1. После закачки растворов переход т иа обычную дл поддержани пластового давлени закачку воды.Calcium soda and soda ash solutions are pumped in a 1: 1 ratio. After injection, the solutions are transferred to the usual water injection to maintain reservoir pressure.

Эффективность способа определена в лабораторных услови х. Лабораторные испытани предлагаемого и известного способов проводили на линейной модели длиной 1 м, площадью поперечного сечени 6, м2, заполненный измельченным карбонатным керном, состо щим на 98,5 - 98,9 % из карбоната кальци . Объем пор модели 200-10 6 м3. ачальный нефте- насыщенный объем 95-10 6 м3.The effectiveness of the method is determined in laboratory conditions. Laboratory tests of the proposed and known methods were carried out on a linear model with a length of 1 m, a cross-sectional area of 6, m2, filled with a crushed carbonate core consisting of 98.5 - 98.9% of calcium carbonate. The pore volume of the model is 200-10 6 m3. The initial oil-saturated volume is 95-10 6 m3.

Пример. Через модель со скоростью 1 м/сут при давлении 0,36 МПа пропустили 10 поровых объемов пластовой воды с плотностью 1,1397 г/см3. При этом выделилось из модели 51,6-10 м3 нефти. Проводимость по воде составила 114-Ю 6 м2/мПа-с.. Коэффициент вытеснени нефти (Кцыт.н) рассчитывали по формулеExample. Through the model at a speed of 1 m / day at a pressure of 0.36 MPa, 10 pore volumes of formation water with a density of 1.1397 g / cm3 were passed. At the same time, 51.6-10 m3 of oil was separated from the model. Water conductivity was 114-U 6 m2 / mPa-s. Oil displacement coefficient (Ktsit.n.) was calculated by the formula

Квыт.н т/-.(3)Kvyh.n t / -. (3)

VH.HVH.H

где VH - объем вытесненной из модели нефти, м3;where VH is the volume of oil displaced from the model, m3;

VH.H. - первоначальный нефтенасыщен- ный объем, м .VH.H. - initial oil saturated volume, m.

Коэффициент вытеснени нефти пластовой водой составилThe coefficient of oil displacement by reservoir water was

Квыт.н :Quytn:

51.6 51.6

0,543.0.543.

95 -1095 -10

Затем, череду порци ми по 2 мл, было закачано по 30 мл растворов: 20 % хлористого кальци и 19% кальцинированной соды. В результате реакции солей в модели Осади- лось 5,7 г или 2 см3 карбоната кальци , что составило 1 % порового объема. При этом проводимость понизилась с 114-10 до 1, м2/мПа-с. Количество дополнительно вытесненной нефти составило 8,65-1 м3. Прирост коэффициента вытеснени (Квыт.н) вычислили по формуле Уд.„ 100Then, in a series of 2 ml portions, 30 ml of solutions were injected: 20% calcium chloride and 19% soda ash. As a result of the reaction of salts in the model, 5.7 g or 2 cm3 of calcium carbonate precipitated, which amounted to 1% of the pore volume. At the same time, the conductivity decreased from 114-10 to 1, m2 / mPa-s. The amount of additionally displaced oil was 8.65-1 m3. The increase in the extrusion ratio (Quit.n) calculated by the formula Ud. „100

АКAK

выт.н out

VH.HVH.H

(4)(four)

где Vfl.H. - объем вытесненной нефти. Прирост коэффициента вытеснени .ставилwhere Vfl.H. - volume of oil displaced. The increase in the coefficient of displacement.

ДКвыт.и 8:65 .1°.Г- 100 9.1%.DKv. And 8:65 .1 °. Г- 100 9.1%.

95 1095 10

Дл восстановлени проводимости до исходного после каждого опыта через модель прокачали 30 %-ный раствор аммиачной селитры.To restore the conductivity to the original after each experiment, a 30% ammonium nitrate solution was pumped through the model.

П р и м е р 2. Испытани проводили такPRI mme R 2. Tests were performed as follows.

же, как в примере 1, только применили раствор хлористого кальци 20,5 %, а раствор кальцинированной соды 19,5 %. Проводимость понизилась с 6 до 1.7-106 м2/МПа-с. Количество дополнительно вытесненной нефти составило 8,75-10 6 м3. Прирост коэффициента вытеснени 9,2 %. П р и м е р 3. Испытание проводили так же, как в примере 1 и 2. При этом концентраци раствора хлористого кальци составила 21 %, а кальцинированной соды - 20 %. Проводимость понизилась с 113, 1,6-10 6м2/МПа.с. Количество дополнительно вытесненной нефти составило 8,95 -10 м3. Прирост коэффициентаthe same as in Example 1, only the calcium chloride solution was applied 20.5%, and the soda ash solution 19.5%. Conductivity decreased from 6 to 1.7-106 m2 / MPa-s. The amount of additionally displaced oil was 8.75-10 6 m3. The increase in the displacement ratio of 9.2%. Example 3: The test was carried out as in Example 1 and 2. The concentration of calcium chloride solution was 21%, and that of soda ash was 20%. Conductivity decreased from 113, 1.6-10 6m2 / MPa.s. The amount of additionally displaced oil was 8.95 -10 m3. Coefficient increase

вытеснени 9,3 %.displacement of 9.3%.

П р и м е р 4. Испытание известного способа проводили на той же модели. Модель повторно насыщали дегазированной нефтью с плотностью 0,91 г/см3. Затем через модель пропустили 10 объемов сточной воды с плотностью 1,090 г/см3. При этом выделилось 52,5 мл нефти. Проводимость по пластовой воде составила 101 -Ю-6 м2/мПа-с. Коэффициент вытеснени нефтиPRI me R 4. Testing of the known method was performed on the same model. The model was re-saturated with degassed oil with a density of 0.91 g / cm3. Then, 10 volumes of waste water with a density of 1.090 g / cm3 were passed through the model. At the same time, 52.5 ml of oil was released. The conductivity of the reservoir water was 101 - U-6 m2 / mPa-s. Oil displacement ratio

водой составилwater up

,, 52,5,, 52,5

н n

10ten

-6-6

i-ьi-b

0.56. 0.56.

94 1094 10

Затем в модель закачали последова- тельно по 30 мл растворов хлористого кальци и кальцинированной соды. При этом выделилось 2 мл нефти. Проводимость понизилась с 101-10 м2/мПа-с до м /мПа С. Прирост коэффициента вытесне- ни нефти составилThen, 30 ml of solutions of calcium chloride and soda ash were sequentially pumped into the model. This released 2 ml of oil. The conductivity decreased from 101-10 m2 / mPa-s to m / mPa C. The increase in the oil displacement coefficient amounted to

КвKv

2,0 102.0 10

-6-6

100100

66

2,1 %. 2.1%.

94 1094 10

Claims

Thus, the increase in the coefficient of oil displacement when applying the proposed method is on average 4.4 times higher than when applying the known method. Claims of the method for displacing oil from carbonate formations non-homogeneous in permeability, including sequential injection into the reservoir of aqueous solutions of calcium chloride and soda ash, characterized in that, in order to increase the efficiency of displacement of oil, after injection into the reservoir of calcium chloride solutions and soda ash pumped water, and aqueous solutions of calcium chloride and

soda ash is pumped in portions cyclically with concentrations (wt.%) of 20-21 and 19-20, respectively, in a ratio of 1: 1 of each solution with a portion of each solution in a cycle of 7-10%) of the injected total volume of the solution; each pumped solution is determined by to for; mule

V

I R2 h Kn (1 - KH.H.Q)

Y

where h is the effective oil-saturated formation thickness, M; N

CP - the ratio of porosity, the share of units

Kn.no.- the coefficient of the initial oil-saturated volume, the share of units

R is the radius of penetration of the solution, m