RU2209955C2 - Method of development of oil formations nonuniform in permeability - Google Patents
Method of development of oil formations nonuniform in permeability Download PDFInfo
- Publication number
- RU2209955C2 RU2209955C2 RU2001113855A RU2001113855A RU2209955C2 RU 2209955 C2 RU2209955 C2 RU 2209955C2 RU 2001113855 A RU2001113855 A RU 2001113855A RU 2001113855 A RU2001113855 A RU 2001113855A RU 2209955 C2 RU2209955 C2 RU 2209955C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- suspension
- oil
- soluble polymer
- dispersed
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, обеспечивающего увеличение добычи нефти и ограничение притока пластовых вод в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. The invention relates to the oil industry and can be used as a method of developing heterogeneous permeability of oil reservoirs, providing increased oil production and limiting the flow of formation water in production and injection wells.
Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий периодическую закачку нефтяной эмульсии, гелеобразующего материала на основе водорастворимого полимера и воды [1]. Способ позволяет ограничить приемистость водопромытых интервалов и подключить к разработке слабодренируемые и застойные зоны нефтяного пласта. Недостатками способа являются необходимость периодической остановки нагнетательных скважин и кольматация ПЗП (призабойной зоны пласта) скважины изолирующими реагентами. Способ не эффективен на коллекторах с трещиноватой проводимостью. A known method for the development of heterogeneous permeability of oil reservoirs, including periodic injection of oil emulsion, a gel-forming material based on a water-soluble polymer and water [1]. The method allows to limit the injectivity of water-washed intervals and to connect to the development of weakly drained and stagnant zones of the oil reservoir. The disadvantages of the method are the need for periodic shutdown of injection wells and the mudding of the bottomhole formation zone (bottomhole formation zone) of the well with insulating reagents. The method is not effective on collectors with fractured conductivity.
Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт оторочек воды и суспензии водорастворимого полимера в невызывающей набухание инертной жидкости-носителе, при этом используют суспензию с содержанием полимера 0,01-20 мас. % [2] . Способ обеспечивает кольматацию высокопроницаемых водопромытых интервалов за счет проникновения частиц полимера в объем пласта и их последующего набухания, что способствует подключению к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов и более равномерному вытеснению нефти. A known method for the development of heterogeneous permeability of oil reservoirs, including alternating injection into the reservoir of water rims and suspensions of a water-soluble polymer in a non-swelling inert carrier fluid, using a suspension with a polymer content of 0.01-20 wt. % [2]. The method provides colmatization of highly permeable water-washed intervals due to the penetration of polymer particles into the reservoir volume and their subsequent swelling, which helps to connect low-permeability oil-saturated intervals to the development and more uniform oil displacement.
Основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах, что обусловлено миграцией полимера по пласту, поэтому полимер не обеспечивает изоляции трещин и зон высокой проводимости. Недостатками способа являются также низкая эффективность и малая продолжительность воздействия на пласт при использовании на коллекторах с кинжальными прорывами воды и высокотемпературных коллекторах. The main disadvantage of this method is the low efficiency when used on highly permeable and fractured reservoirs, which is due to the migration of the polymer through the reservoir, therefore, the polymer does not provide isolation of cracks and high conductivity zones. The disadvantages of the method are also low efficiency and short duration of exposure to the formation when used on collectors with dagger breakthroughs of water and high-temperature collectors.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий периодическую закачку в продуктивный пласт воды с минерализацией не менее 15 г/л и суспензий водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя в жидкости-носителе, при этом используют суспензию с содержанием полимера 0,05-1 и содержанием наполнителя 0,4-3,5 мас.% в пласт также дополнительно закачивают порошок гидрата окиси щелочного металла [2]. Способ обеспечивает кольматацию высокопроницаемых водопромытых интервалов за счет образования вязкопластичного геля при взаимодействии полимера с суспензией гидрата окиси щелочного металла и минерализованной водой и последующего добавления наполнителя. The closest technical solution, taken as a prototype, is a method of developing heterogeneous permeability of oil reservoirs, which includes periodic injection into the reservoir of water with mineralization of at least 15 g / l and suspensions of a water-soluble polymer and dispersed filler in a carrier fluid, using a suspension with the polymer content of 0.05-1 and the filler content of 0.4-3.5 wt.% in the reservoir also additionally injected powder of an alkali metal hydrate [2]. The method provides colmatization of highly permeable water-washed intervals due to the formation of a viscoplastic gel during the interaction of the polymer with a suspension of alkali metal oxide hydrate and mineralized water and the subsequent addition of filler.
Основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на монолитных низкопроницаемых коллекторах, что обусловлено кольматацией ПЗП скважины закачиваемыми веществами, фильтрующимися в виде вязкопластичного геля. Недостатками способа являются также низкая эффективность и малая продолжительность воздействия на пласт. Это связано с малой механической прочностью формирующегося в пласте полимерного геля и миграцией полимера по пласту, в результате чего не обеспечивается достаточная изоляция трещин и зон высокой проводимости. Низкая эффективность способа обусловлена также тем, что, с одной стороны, необходима высокая минерализация воды для закачки суспензии гидрата окиси щелочного металла, а с другой стороны, в таких условиях происходит быстрая деструкция полимера и разрушение геля на его основе. The main disadvantage of this method is the low efficiency when used on monolithic low-permeability reservoirs, which is due to the colmatization of the BHP of the well with injected substances that are filtered in the form of a viscoplastic gel. The disadvantages of the method are also low efficiency and short duration of exposure to the reservoir. This is due to the low mechanical strength of the polymer gel formed in the formation and the migration of the polymer through the formation, as a result of which sufficient insulation of cracks and high conductivity zones is not provided. The low efficiency of the method is also due to the fact that, on the one hand, high mineralization of water is required to pump a suspension of alkali metal hydrate, and on the other hand, under such conditions, the polymer is rapidly degraded and the gel based on it is destroyed.
Задачей предлагаемого технического решения является повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, увеличение добычи нефти и ограничение притока пластовых вод в нефтяных и нагнетательных скважинах. The objective of the proposed technical solution is to increase the efficiency of development of heterogeneous permeability of oil reservoirs, increase oil production and limit the influx of formation water in oil and injection wells.
Указанная задача решается путем использования нового способа разработки, включающего чередующуюся закачку воды, суспензии, содержащей водорастворимый полимер, и суспензии, содержащей дисперсный наполнитель. Водорастворимый полимер и дисперсный наполнитель закачиваются в ненабухшем состоянии. Способ обеспечивает эффективную кольматацию водонасыщенных высокопроницаемых интервалов и трещин пласта и подключение к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов. This problem is solved by using a new development method, including alternating injection of water, a suspension containing a water-soluble polymer, and a suspension containing a dispersed filler. The water-soluble polymer and particulate filler are pumped in a non-swollen state. The method provides effective colmatization of water-saturated high-permeability intervals and formation fractures and connection to the development of low-permeability oil-saturated intervals.
Сущностью изобретения является то, что способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов включает закачку в продуктивный пласт оторочек воды, суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя в жидкости-носителе, согласно которому в качестве жидкости-носителя используют инертную жидкость, не вызывающую набухание дисперсного наполнителя и водорастворимого полимера, при этом закачку суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя производят совместно или раздельно, а содержание дисперсного наполнителя в суспензии выбирают в пределах 4-10 мас.%. The essence of the invention is that a method of developing a heterogeneous permeability of oil reservoirs involves injecting water rims, suspensions of a water-soluble polymer and a suspension of dispersed filler in a carrier fluid into the reservoir, according to which an inert liquid is used as a carrier fluid that does not cause dispersed filler to swell and water-soluble polymer, while the suspension of the water-soluble polymer and the suspension of dispersed filler are produced jointly or separately, and with Erzhanov particulate filler in the slurry is selected within 4-10 wt.%.
В качестве дисперсного наполнителя используют высокодисперсный каолин или древесную муку. As a particulate filler, fine kaolin or wood flour is used.
Существенными отличительными признаками разработанного способа являются:
1. Использование в качестве жидкости-носителя инертной по отношению к водорасторимому полимеру и дисперсному наполнителю (не вызывающей их набухания) углеводородной жидкости - сырой нефти, нефтяных дистиллятов, продуктов нефтепереработки, органических растворителей. Углеводородные жидкости не взаимодействуют с водорастворимыми полимерами и не оказывают на них негативного действия. Это предотвращает преждевременное набухание полимера и препятствует его деструкции. Дисперсный наполнитель в инертной углеводородной жидкости находится в ненабухшем состоянии, хорошо проникает в объем пласта и кольматирует наиболее крупные поры и трещины. Это обеспечивает снижение проницаемости интервалов прорыва воды и препятствует преждевременному размыванию полимерного геля, формирующегося после закачки в пласт водорастворимого полимера.Salient features of the developed method are:
1. The use as a carrier fluid inert to a water-soluble polymer and dispersed filler (not causing them to swell) of a hydrocarbon liquid — crude oil, oil distillates, oil products, and organic solvents. Hydrocarbon liquids do not interact with water-soluble polymers and do not have a negative effect on them. This prevents premature swelling of the polymer and prevents its destruction. The dispersed filler in an inert hydrocarbon fluid is in a non-swollen state, penetrates well into the reservoir volume and clogs the largest pores and cracks. This ensures a decrease in the permeability of water breakthrough intervals and prevents premature erosion of the polymer gel, which forms after the injection of a water-soluble polymer into the formation.
2. Использование дисперсного наполнителя с содержанием в суспензии 4-10 мас. %. Такое содержание дисперсного наполнителя в суспензии позволяет эффективно кольматировать поры и трещины пласта с различными фильтрационными характеристиками. При этом возможна кольматация крупных естественных (разломы) и техногенных трещин (трещины после ГРП, заколонные перетоки), а также блокирование прорывов воды на водоплавающих залежах. Дисперсный наполнитель увеличивает вязкость исходной жидкости-носителя, поэтому, регулируя его содержание, можно задавать закачиваемой суспензии определенные вязкостные свойства, что повысит эффективность ее воздействия на пласт. 2. The use of dispersed filler with a content in suspension of 4-10 wt. % This content of dispersed filler in the suspension allows you to effectively clog pores and fractures of the reservoir with different filtration characteristics. At the same time, it is possible to clog large natural (faults) and technogenic fractures (fractures after hydraulic fracturing, casing flows), as well as blocking water breakthroughs on waterfields. Dispersed filler increases the viscosity of the original carrier fluid, therefore, by adjusting its content, it is possible to set certain viscosity properties of the injected suspension, which will increase the efficiency of its effect on the formation.
3. Совместная или раздельная закачка суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя. В случае совместной закачки суспензий обеспечивается смешение водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя и в последующем при прокачке воды совместное набухание. При раздельной закачке суспензий водорастворимый полимер и дисперсный наполнитель набухают последовательно, при этом не набухший компонент одной из суспензий фильтруется в интервалы пласта, частично закольматированные набухшим компонентом другой суспензии. Оба варианта обеспечивают максимально эффективное воздействие на высокопроницаемые и трещиноватые коллекторы. Конкретное использование того или иного варианта определяется геолого-физическими параметрами коллектора, текущим состоянием разработки и приемистостью скважины. 3. Joint or separate injection of a suspension of a water-soluble polymer and a suspension of dispersed filler. In the case of a joint injection of suspensions, a water-soluble polymer and a dispersed filler are mixed, and subsequently, when the water is pumped, joint swelling. When the suspensions are injected separately, the water-soluble polymer and the dispersed filler swell sequentially, while the non-swollen component of one of the suspensions is filtered into the intervals of the formation, partially sealed by the swollen component of the other suspension. Both options provide the most effective impact on highly permeable and fractured reservoirs. The specific use of one or another option is determined by the geological and physical parameters of the reservoir, the current state of development and the injectivity of the well.
4. Использование в качестве дисперсного наполнителя преимущественно высокодисперсного каолина или древесной муки. Указанные наполнители обладают широким спектром дисперсности и достаточной седиментационной устойчивостью в инертных жидкостях-носителях (нефть, нефтепродукты), что позволяет закачивать их в пласт в виде суспензии. Кроме того, эти наполнители эффективно взаимодействуют с водорастворимыми полимерами, адсорбируют их с образованием различных агломератов и структурированных гелей, устойчивых к размыванию водой. В пласте после разделения суспензии дисперсные наполнители такого рода набухают в воде, что увеличивает их кольматирующее действие. Дисперсные наполнители не подвержены деструктивному действию температуры и пластовых флюидов, что существенно увеличивает эффективность и продолжительность воздействия на пласт. В рамках способа возможно использование смеси различных дисперсных наполнителей, а также использование других набухающих (бентонитовая глина) и ненабухающих наполнителей (например, лигнин, сажа, силикагель), что может несколько снизить кольматирующее действие, но увеличит глубину проникновения частиц в объем пласта. 4. Use as a particulate filler of predominantly finely divided kaolin or wood flour. These fillers have a wide dispersion spectrum and sufficient sedimentation stability in inert carrier liquids (oil, oil products), which allows them to be pumped into the reservoir in the form of a suspension. In addition, these fillers effectively interact with water-soluble polymers and adsorb them to form various agglomerates and structured gels that are resistant to erosion by water. In the formation, after separation of the suspension, dispersed fillers of this kind swell in water, which increases their colding effect. Dispersed fillers are not subject to the destructive effect of temperature and formation fluids, which significantly increases the efficiency and duration of stimulation. Within the framework of the method, it is possible to use a mixture of various dispersed fillers, as well as the use of other swellable (bentonite clay) and non-swellable fillers (for example, lignin, carbon black, silica gel), which can somewhat reduce the clogging effect, but increase the depth of penetration of particles into the reservoir volume.
В целом указанная совокупность отличительных признаков обеспечивает протекание в пласте следующих процессов. После закачки в пласт оторочки суспензии дисперсного наполнителя происходит кольматация наиболее крупных пор и трещин пласта, при этом частицы наполнителя, находясь в ненабухшем состоянии, глубоко проникают в объем пласта. По мере разрушения суспензии и прокачки воды частицы наполнителя набухают. Последующая закачка суспензии водорастворимого полимера и новой оторочки воды сопровождается протеканием процессов разрушения суспензии, набухания полимера, взаимодействия с частицами дисперсного наполнителя и образования единого структурированного геля, препятствующего последующей фильтрации воды по обработанным интервалам. Дальнейшая закачка воды приведет к частичному размыванию полимерного геля в объеме пласта вдоль линий нагнетания воды, что предупредит резкие внутрипластовые перетоки по высокопроницаемым зонам. В то же время кольматация высокопроницаемых зон пласта вблизи ПЗП скважины увеличит давление воды на зоны с пониженными фильтрационными характеристиками и приведет к раскрытию более мелких трещин и формированию новых фильтрационных каналов. В случае совместной закачки оторочек суспензий водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя или закачки в другой последовательности также происходит кольматация обработанных интервалов и перераспределение фильтрационных потоков с подключением к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов. Механизм протекающих в этом случае в пласте процессов в целом аналогичен описанному выше. In general, the specified set of distinctive features ensures the following processes in the reservoir. After the rim of the suspension of dispersed filler is injected into the formation, the largest pores and fractures of the formation become clogged, while the filler particles, being in a non-swollen state, penetrate deep into the reservoir volume. As the suspension breaks down and the water is pumped, the filler particles swell. Subsequent injection of a suspension of a water-soluble polymer and a new rim of water is accompanied by the processes of destruction of the suspension, swelling of the polymer, interaction with particulate filler particles and the formation of a single structured gel that prevents subsequent filtration of water at the processed intervals. Further water injection will lead to a partial erosion of the polymer gel in the reservoir along the water injection lines, which will prevent sharp in-situ flows through highly permeable zones. At the same time, the mudding of highly permeable zones of the formation near the BHP of the well will increase the water pressure on the zones with reduced filtration characteristics and lead to the opening of smaller cracks and the formation of new filtration channels. In the case of joint injection of rims of suspensions of a water-soluble polymer and a dispersed filler, or injection in a different sequence, the processed intervals are also clogged and the filtration flows redistributed with the development of low-permeability oil-saturated intervals. The mechanism of processes occurring in this case in the reservoir is generally similar to that described above.
Регулирование объемов оторочек закачиваемых суспензий, содержания дисперсного наполнителя и его природы (набухаемость, дисперсность, плотность), а также содержания водорастворимого полимера позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая либо выравнивание профиля приемистости скважины, либо полную изоляцию отдельных интервалов. The regulation of the volume of the rims of the injected suspensions, the content of the dispersed filler and its nature (swelling, dispersion, density), as well as the content of the water-soluble polymer, allows a wide control of the nature of the impact on the formation, providing either alignment of the injectivity profile of the well or complete isolation of individual intervals.
При использовании способа по прототипу кольматация высокопроницаемых пор и трещин пласта вблизи ПЗП скважины и в объеме пласта носит временный характер, т.к. набухание частиц полимера происходит в присутствии гидрата окиси щелочного металла и высокоминерализованной воды, которые усиливают деструкцию полимера. Кроме того, растворение полимера сопровождается размыванием формирующегося полимерного геля и последующей адсорбцией и деструкцией полимера в объеме пласта. Указанные негативные явления усиливаются с ростом температуры и минерализации пластовых вод, что резко снижает эффективность и продолжительность воздействия на пласт. В свою очередь, это вызывает необходимость увеличения кратности обработок скважины и затрат на их проведение. When using the prototype method, the mudding of highly permeable pores and fractures in the vicinity of the BHP of the well and in the volume of the formation is temporary, because the swelling of the polymer particles occurs in the presence of an alkali metal oxide hydrate and highly mineralized water, which enhance the destruction of the polymer. In addition, the dissolution of the polymer is accompanied by the erosion of the formed polymer gel and subsequent adsorption and destruction of the polymer in the reservoir. These negative phenomena intensify with increasing temperature and mineralization of formation water, which dramatically reduces the effectiveness and duration of stimulation. In turn, this necessitates an increase in the multiplicity of well treatments and the costs of their implementation.
При использовании нового способа такие последствия сказываются в наименьшей степени, т.к. отсутствует негативное влияние щелочной и солевой сред на набухающий полимер, при этом растворение полимера при закачке воды происходит в присутствии инертных частиц дисперсного наполнителя, что повышает стабильность образующегося полимерного геля. When using the new method, such consequences are least affected, because there is no negative effect of alkaline and salt media on the swellable polymer, while the polymer is dissolved during the injection of water in the presence of inert particles of the dispersed filler, which increases the stability of the resulting polymer gel.
В рамках разработанного способа используют следующие реагенты:
- водорастворимые полимеры: полиакриламид, полиэтиленоксид, карбоксиметилцеллюлоза, оксиэтилцеллюлоза и товарные продукты на их основе, а также другие водорастворимые полимеры, способные образовывать водные растворы повышенной вязкости;
- дисперсные наполнители: высокодисперсный каолин, древесная мука, бентонитовая глина, волокнистая древесная мука, лигнин, сажа, силикагель (белая сажа), и т.д.;
- жидкости-носители: сырая нефть, нефтяные дистилляты (бензиновый растворитель, керосин, дизельное топливо, мазут), продукты нефтепереработки (нефрас, бутил-бензольная фракция) и органические растворители.In the framework of the developed method, the following reagents are used:
- water-soluble polymers: polyacrylamide, polyethylene oxide, carboxymethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose and commercial products based on them, as well as other water-soluble polymers capable of forming aqueous solutions of high viscosity;
- dispersed fillers: fine kaolin, wood flour, bentonite clay, fibrous wood flour, lignin, soot, silica gel (white soot), etc .;
- carrier liquids: crude oil, petroleum distillates (gasoline solvent, kerosene, diesel fuel, fuel oil), oil products (nefras, butyl-benzene fraction) and organic solvents.
На практике новый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов используют путем чередующейся закачки оторочек воды и суспензий водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя в инертной жидкости-носителе. При этом суспензии водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя закачивают раздельно или совместно. In practice, a new way to develop permeability heterogeneous oil reservoirs is used by alternately pumping water rims and suspensions of a water-soluble polymer and a particulate filler in an inert carrier fluid. In this case, suspensions of the water-soluble polymer and the particulate filler are pumped separately or together.
Выбор конкретных количеств водорастворимого полимера, дисперсного наполнителя, их содержание в суспензии, объемы закачиваемых оторочек и кратность отработок скважины определяются геолого-физическими параметрами нефтяного пласта, состоянием его разработки, текущими и планируемыми показателями работы скважины. The choice of specific amounts of a water-soluble polymer, dispersed filler, their content in suspension, the volume of injected rims and the multiplicity of well tests are determined by the geological and physical parameters of the oil reservoir, the state of its development, current and planned indicators of the well.
Предполагаемое изобретение иллюстрируется следующими примерами
Пример 1. В нагнетательной скважине неоднородного по проницаемости нефтяного пласта с приемистостью 820 м3/сут установлено наличие высокопроницаемых интервалов, принимающих более 90% закачиваемой воды. Средняя проницаемость коллектора составляет 50 мД, что указывает на наличие открытых трещин в пласте. В целом участок работы скважины характеризуется резким ростом обводненности. В скважину закачивают 10 м3 суспензии, содержащей 0,5 т полиакриламида в инертной жидкости-носителе (сырая нефть с плотностью 0,820 г/см3). Затем закачивают оторочку воды объемом 50 м3. Далее закачивают 20 м3 суспензии, содержащей 1 т бентонитовой глины в инертной жидкости-носителе, и вновь закачивают воду с последующим определением приемистости скважины. После установления нового режима закачки воды определяют долю снижения приемистости и оценивают необходимость дополнительной закачки той или иной суспензии. Дополнительный объем и кратность закачки суспензий определяют из условия достижения необходимого уровня приемистости, при этом количество закачиваемых дисперсного наполнителя и водорастворимого полимера снижают в 2-3 раза. После этого продолжают закачку воды в пласт.The alleged invention is illustrated by the following examples.
Example 1. In the injection well of a heterogeneous permeability of the oil reservoir with an injection rate of 820 m 3 / day, the presence of highly permeable intervals taking more than 90% of the injected water was established. The average permeability of the reservoir is 50 mD, which indicates the presence of open fractures in the reservoir. In general, the well operation area is characterized by a sharp increase in water cut. A 10 m 3 suspension containing 0.5 t of polyacrylamide in an inert carrier fluid (crude oil with a density of 0.820 g / cm 3 ) is pumped into the well. Then pump the rim of water with a volume of 50 m 3 . Next, 20 m 3 of a suspension containing 1 ton of bentonite clay in an inert carrier fluid is pumped, and water is again pumped, with subsequent determination of the injectivity of the well. After the establishment of a new water injection regime, the proportion of decrease in injectivity is determined and the need for additional injection of a particular suspension is assessed. The additional volume and frequency of injection of suspensions is determined from the condition of achieving the required level of injectivity, while the amount of dispersed filler and water-soluble polymer injected is reduced by 2-3 times. After that, water injection into the reservoir is continued.
Пример 2. В нагнетательной скважине неоднородного по проницаемости нефтяного пласта с приемистостью 640 м3 /сут установлено наличие высокопроницаемых интервалов, принимающих 75% закачиваемой воды. Ранее скважина длительное время работала с приемистостью 1550 м3/сут, что указывает на наличие в пласте сомкнувшихся трещин и интервалов суперколлектора. В целом участок работы скважины характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции и низкими дебитами эксплуатационных скважин по нефти. В скважину закачивают 20 м3 суспензии, содержащей 2,5 т карбоксиметилцеллюлозы в инертной жидкости-носителе (сырая нефть с плотностью 0,785 г/см), далее закачивают оторочку воды. Затем в скважину закачивают 30 м3 суспензии, содержащей 1,5 т бентонитовой глины и 0,3 т древесной муки, с использованием той же жидкости-носителя и определяют приемистость скважины после прокачки оторочки воды. Затем скважину подключают к водоводу и проводят закачку воды в течение 1-2 месяцев. В дальнейшем определяют текущую приемистость скважины и в случае необходимости проводят дополнительную закачку оторочек суспензий с пониженным содержанием дисперсного наполнителя и водорастворимого полимера, при этом допускается увеличение давления закачки оторочек суспензий и воды.Example 2. In the injection well of a heterogeneous permeability of the oil reservoir with a throttle response of 640 m 3 / day, the presence of highly permeable intervals taking 75% of the injected water was established. Previously, the well operated for a long time with an injectivity of 1550 m 3 / day, which indicates the presence of closed fractures and intervals of the supercollector in the reservoir. In general, the well’s working area is characterized by high water cut of the produced products and low oil production rates of production wells. A 20 m 3 suspension containing 2.5 tons of carboxymethyl cellulose in an inert carrier fluid (crude oil with a density of 0.785 g / cm) is pumped into the well, then a rim of water is pumped. Then 30 m 3 of suspension containing 1.5 tons of bentonite clay and 0.3 tons of wood flour is pumped into the well using the same carrier fluid and the injectivity of the well is determined after pumping the water rim. Then the well is connected to a water conduit and water is injected for 1-2 months. In the future, the current injectivity of the well is determined and, if necessary, an additional injection of suspension rims with a reduced content of particulate filler and a water-soluble polymer is carried out, and an increase in the injection pressure of suspension rims and water is allowed.
Таким образом, разработанный способ позволяет воздействовать на нефтяные пласты с различными геолого-физическими параметрами и различными показателями работы скважин с целью увеличения добычи нефти и улучшения текущих показателей разработки. Thus, the developed method allows you to act on oil reservoirs with different geological and physical parameters and various indicators of the wells in order to increase oil production and improve current development indicators.
На практике способ реализуют с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования путем чередующейся закачки оторочек воды и суспензий водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя. In practice, the method is implemented using standard oilfield equipment by alternately pumping water rims and suspensions of a water-soluble polymer and a particulate filler.
Источники информации
1. Пат. РФ 2094601, кл. Е 21 В 43/22, 1997 г.Sources of information
1. Pat. RF 2094601, class E 21 B 43/22, 1997
2. А.с. СССР 1501597, кл. Е 21 В 43/22, 1991 г. 2. A.S. USSR 1501597, class E 21 B 43/22, 1991
3. Пат. РФ 2136871, кл. Е 21 В 43/22, 1999 г. 3. Pat. RF 2136871, cl. E 21 B 43/22, 1999
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001113855A RU2209955C2 (en) | 2001-05-21 | 2001-05-21 | Method of development of oil formations nonuniform in permeability |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001113855A RU2209955C2 (en) | 2001-05-21 | 2001-05-21 | Method of development of oil formations nonuniform in permeability |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001113855A RU2001113855A (en) | 2003-04-20 |
| RU2209955C2 true RU2209955C2 (en) | 2003-08-10 |
Family
ID=29245484
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001113855A RU2209955C2 (en) | 2001-05-21 | 2001-05-21 | Method of development of oil formations nonuniform in permeability |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2209955C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2469184C1 (en) * | 2011-07-26 | 2012-12-10 | Иван Александрович Маринин | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2487234C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability |
| RU2530007C2 (en) * | 2012-11-07 | 2014-10-10 | Спалетта Инвестментс Лтд | Method of oil pool development |
-
2001
- 2001-05-21 RU RU2001113855A patent/RU2209955C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2469184C1 (en) * | 2011-07-26 | 2012-12-10 | Иван Александрович Маринин | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2487234C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability |
| RU2530007C2 (en) * | 2012-11-07 | 2014-10-10 | Спалетта Инвестментс Лтд | Method of oil pool development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2596843A (en) | Fracturing formations in wells | |
| Howard et al. | An analysis and the control of lost circulation | |
| US3998272A (en) | Method of acidizing wells | |
| US3675717A (en) | Method of gravel packing wells | |
| CA1277492C (en) | Sand consolidation method employing latex | |
| EP2528985B1 (en) | Nanofibrillar cellulose for oilfield applications | |
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| US3372752A (en) | Hydraulic fracturing | |
| USRE23733E (en) | Fracturing formations in wells | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| US2965172A (en) | Fracturing formations in wells | |
| US3119448A (en) | Permeable well cement | |
| US5536115A (en) | Generating multiple hydraulic fractures in earth formations for waste disposal | |
| US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| RU2191896C2 (en) | Method of treating bottom-hole formation zone | |
| RU2209955C2 (en) | Method of development of oil formations nonuniform in permeability | |
| RU2391378C1 (en) | Backfill composition for selective restriction of water inflow in extraction wells | |
| US2978025A (en) | Fracturing well formations | |
| US3497011A (en) | Prevention of oil well coning by mobility reduction | |
| RU2645320C2 (en) | Bitumen emulsions for application in oil industry | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| US2846011A (en) | Method for perforating well formations | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2104392C1 (en) | Method and liquid for plugging of well | |
| Cheneviere et al. | Chemical Water Shutoff Interventions in the Tunu Gas Field: Optimisation of the Treatment Fluids, Well Interventions, and Operational Challenges |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110522 |