RU2347896C1 - Oil field development method - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention is applicable to the oil and gas industry and particularly pertains to methods of developing heterogeneous reservoirs in oil fields. The oil field development method that includes injection of biopolymer gelling composition through an injection well and oil production through a production well uses xanthan biopolymer type "БЖК", colloidal sodium silicate Sialit 30-40 or Sialit 30-50, or hydrated sodium silicate Sialit 60-3 at a ratio of 1:1 to 1:1.5 as biopolymer gelling composition injected between fresh water fringes in a total volume of 0.3 of the reservoir void space.

EFFECT: increased oil field development efficiency as a result of increasing the permeability reduction factor of water flushed reservoir sections, increasing filtration resistance for displacing water, increasing oil displacement from low permeability reservoir zones, and increasing sweeping efficiency.

1 tbl, 2 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing heterogeneous reservoirs of oil fields.

Известны способы разработки нефтяных пластов, основанные на использовании силикатно-щелочных реагентов и водорастворимых полимеров (Е.Н.Сафонов, Р.Х.Алмаев. «Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана» - РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.71-181). Недостатком известных способов является малая эффективность применения.Known methods for developing oil reservoirs based on the use of silicate-alkaline reagents and water-soluble polymers (E.N.Safonov, R.Kh. Almaev. "Methods for the extraction of residual oil in the fields of Bashkortostan" - RIC ANK Bashneft, 1997, p. 71-181 ) A disadvantage of the known methods is the low efficiency of use.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является «Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи», включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого штаммом Azotobacter vinelandii ФУ-1, ВКПМ В5933 в виде культуральной жидкости (Пат. РФ 2223396, Е21В 43/22, 2004).The closest in technical essence to the claimed method is the "Method of increasing oil recovery of oil deposits", which includes injecting into the reservoir through an injection well a biopolymer gel-forming composition consisting of an aqueous solution of starch and exopolysaccharide produced by the Azotobacter vinelandii FU-1 strain, VKPM B5933 fluid in the form (Pat. RF 2223396, ЕВВ 43/22, 2004).

Недостатком известного способа является невысокая эффективность снижения проницаемости обводненных пропластков и повышения охвата пласта заводнением.The disadvantage of this method is the low efficiency of reducing the permeability of flooded layers and increasing the coverage of the formation by water flooding.

Задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет увеличения степени снижения проницаемости водопромытых участков пласта, увеличения фильтрационного сопротивления для вытесняющей воды, увеличения степени нефтевытеснения из низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата запасов нефти заводнением.The objective of the proposed method is to increase the efficiency of oil field development by increasing the degree of decrease in permeability of water-washed sections of the reservoir, increasing filtration resistance for displacing water, increasing the degree of oil displacement from low-permeability zones of the reservoir, increasing the coverage of oil reserves by water flooding.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции и добычу нефти через добывающую скважину, согласно изобретению в качестве биополимерной гелеобразующей композиции используют биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40, или биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-50, или биополимер ксантанового типа БЖК и гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3, при соотношении от 1:1 до 1:1,5, причем гелеобразующую композицию закачивают между оторочками пресной воды в суммарном объеме 0,3 п.о. пласта.This object is achieved in that in a method for developing an oil field, which includes injecting a biopolymer gel-forming composition into a formation through an injection well and producing oil through a producing well, according to the invention, a biopolymer of BZHK type xanthan biopolymer and Sialite 30-40 colloidal sodium silicate are used, or biopolymer of xanthan type BJK and colloidal sodium silicate Sialit 30-50, or biopolymer of xanthan type BJK and hydrated sodium silicate Sialit 60-3, with a ratio of 1: 1 to 1: 1.5, moreover, the gel-forming composition is pumped between the rims of fresh water in a total volume of 0.3 bp layer.

Повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения под воздействием гелеобразующей композиции, состоящей из биополимера, Сиалита и поливалентных катионов минерализованной воды достигается за счет перераспределения закачиваемых по пласту потоков воды в результате повышения фильтрационного сопротивления, возникающего за счет образования коллоидных гелевых осадков, стабилизированных молекулами биополимера, придающих им псевдопластическую реологию и суспендирующие свойства. Кроме того, полученные коллоидные гели отличаются высокой стабильностью к рН среды (рН 2-11) и скоростям сдвига.Improving the efficiency of the method of developing an oil field under the influence of a gel-forming composition consisting of a biopolymer, Sialite and polyvalent cations of mineralized water is achieved by redistributing the water flows injected into the reservoir as a result of an increase in filtering resistance resulting from the formation of colloidal gel sediments stabilized by biopolymer molecules, giving them pseudoplastic rheology and suspending properties. In addition, the obtained colloidal gels are highly stable to pH of the medium (pH 2-11) and shear rates.

Биополимер жидкий ксантанового типа, БЖК по ТУ 2458-002-50635131-2003 изм. п.1-4, представляет собой сложную систему на водной основе, содержащую биополимер ксантанового типа и ряд добавок:Liquid biopolymer of xanthan type, BJK according to TU 2458-002-50635131-2003 amend. 1-4, is a complex water-based system containing a xanthan type biopolymer and a number of additives:

- биоцид - стабилизатор биоактивности продукта;- biocide - stabilizer of the bioactivity of the product;

- антиоксидант - ингибитор окислительного разложения;- antioxidant - an inhibitor of oxidative decomposition;

- смесь неионогенных поверхностно-активных веществ - упрочнитель полимерного геля, нефтеотмывающая добавка.- a mixture of nonionic surfactants - polymer gel hardener, oil laundering additive.

БЖК относится к малоопасным веществам (4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007.87).BJK belongs to low-hazard substances (hazard class 4 according to GOST 12.1.007.87).

Коллоидный силикат натрия марки Сиалит 30-40, Сиалит 30-50 выпускается по ТУ 2145-001-43811938-97, представляет собой жидкость без примесей и включений. Силикатный модуль 45-55 по ГОСТ 13078-81. Коллоидный силикат натрия относится к 3-ему классу опасности.Colloidal sodium silicate of the brand Sialit 30-40, Sialit 30-50 is produced according to TU 2145-001-43811938-97, is a liquid without impurities and inclusions. Silicate module 45-55 in accordance with GOST 13078-81. Colloidal sodium silicate belongs to the 3rd hazard class.

Гидратированный силикат натрия марки Сиалит 60-3 выпускается по ТУ 2145-004-43811938-99, представляет собой порошок от светло-серого до темно-серого цвета. Силикатный модуль 2,3-3,5.Hydrated sodium silicate of the brand Sialit 60-3 is produced according to TU 2145-004-43811938-99, is a powder from light gray to dark gray. Silicate module 2.3-3.5.

Эффективность данного способа определялась по известной методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.), экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачки оторочки гелеобразующей композиции и коэффициенту нефтевытеснения остаточной нефти.The effectiveness of this method was determined by a known method (OST 39-195-88. Oil. Method for determining the coefficient of oil displacement by water under laboratory conditions. Minnefteprom, M.), experimentally by changing the mobility of water before and after injection of the rim of the gel-forming composition and the coefficient of oil displacement of residual oil .

Пример 1. Сопоставительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из модели пласта длиной 40 см, диаметром 2,9 см, представленной дезинтегрированным песчаником с проницаемостью 0,98-1,15 мкм². В модели создают связанную воду, насыщают подготовленную модель пористой среды нефтью вязкостью 17,3 мПа·с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть закачиваемой минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) при объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих из модели пласта проб жидкости. В модель подают оторочку пресной воды, затем оторочку гелеобразующей композиции (ГОК), содержащей биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40, или биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-50, или биополимер ксантанового типа БЖК и гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3, в соотношении 1:1; 1:0,5; 1:1,5, еще раз оторочку пресной воды и проталкивают минерализованной водой. В результате экспериментов снижение проницаемости составляет в пределах 78,6-92,1%, а прирост коэффициента нефтевытеснения от 11 до 24%. В таблице представлены экспериментальные данные изменения проницаемости и коэффициента нефтевытеснения (опыт 1-3).Example 1. Comparative experiments were performed when displacing residual oil from a reservoir model 40 cm long, 2.9 cm in diameter, represented by disintegrated sandstone with a permeability of 0.98-1.15 μm ² . The model creates bound water, saturates the prepared model of the porous medium with oil with a viscosity of 17.3 MPa · s. With a horizontal position, oil is displaced from the reservoir model by injected mineralized water (salt content of 140 g / l) at a volumetric flow rate of 6 cm ³ / h until pressure drop is stabilized and water samples leaving the reservoir model are completely watered. A rim of fresh water is fed into the model, then a rim of a gel-forming composition (GOK) containing a biopolymer of xanthan type BJK and colloidal sodium silicate Sialit 30-40, or a biopolymer of xanthan type BJK and colloidal sodium silicate Sialit 30-50, or a biopolymer of xanthan type BJK and hydrated sodium silicate Sialit 60-3, in the ratio 1: 1; 1: 0.5; 1: 1.5, once again rim the fresh water and push it with mineralized water. As a result of the experiments, the decrease in permeability is in the range of 78.6-92.1%, and the increase in the oil displacement coefficient is from 11 to 24%. The table shows the experimental data on changes in permeability and oil displacement coefficient (experiment 1-3).

Пример 2. По той же методике проводился опыт 4 по вытеснению нефти по прототипу, включающий закачку в пласт оторочки биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из водного раствора крахмала и экзополисахарида и оторочек пресной воды до и после закачки состава. Снижение проницаемости в этом случае 16,5%, а прирост нефтеотдачи 3,0%.Example 2. According to the same methodology, experiment 4 was conducted on oil displacement according to the prototype, which included the injection into the formation of the rims of a biopolymer gel-forming composition consisting of an aqueous solution of starch and exopolysaccharide and fresh water rims before and after injection of the composition. The permeability reduction in this case is 16.5%, and oil recovery growth is 3.0%.

Из данных таблицы видно, что предложенный способ позволяет более эффективно по сравнению с прототипом снижать проницаемость и одновременно увеличить нефтевытеснение остаточной нефти.From the data of the table it can be seen that the proposed method can more effectively reduce permeability compared to the prototype and at the same time increase the oil displacement of residual oil.

Пример конкретного осуществления промысловых испытаний.An example of a specific field test.

Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,5-1,0 мкм², пористостью 0,19-0,25 и минерализованными пластовыми водами с суммарным содержанием солей 140-250 г/дм³, глубина залегания нефтеносного пласта составляет 1300 м, толщина - 5 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 400 м³/сут. Обводненность добываемой нефти 98%, т.е. месторождение находится в поздней стадии разработки.The development of the oil field is carried out in conditions of heterogeneous terrigenous formations with an average permeability of 0.5-1.0 μm ² , porosity of 0.19-0.25 and mineralized formation waters with a total salt content of 140-250 g / dm ³ , the depth of the oil reservoir makes 1300 m, thickness - 5 m. The layer is opened by one injection and one producing wells. The injectivity of the injection well 400 m ³ / day. Water cut of produced oil 98%, i.e. the field is in a late stage of development.

Для осуществления способа в пласт через нагнетательную скважину закачивают оторочку пресной воды в объеме 50 м³, затем оторочку 250 м³ гелеобразующего состава биополимера ксантанового типа БЖК и коллоидного силиката натрия (Сиалит 30-40) при соотношении 1:1, затем 100 м³ оторочки пресной воды. Суммарный объем оторочек гелеобразующего состава и создание зон осадка за период разработки составляет 0,3 объема пор пласта. Обработку нагнетательных скважин необходимо проводить один раз в 1-1,5 года после последней обработки.To implement the method, a rim of fresh water is pumped into the reservoir through an injection well in a volume of 50 m ³ , then a rim of 250 m ^{3 of the} gel-forming composition of a biopolymer of xanthan type BJK and colloidal sodium silicate (Sialit 30-40) with a ratio of 1: 1, then 100 m ³ rims fresh water. The total volume of the rims of the gel-forming composition and the creation of sediment zones during the development period is 0.3 pore volume of the formation. The treatment of injection wells must be carried out once every 1-1.5 years after the last treatment.

Отбор нефти производится через добывающую скважину. Для контроля хода разработки рекомендуется наблюдение за приемистостью нагнетательной скважины. В данном случае, после первого года внедрения, приемистость нагнетательной скважины снизилась до 270 м³/сут, давление нагнетания раствора на устье скважины выросло с 138 атм до 155 атм. Это говорит о достоверности предложенного механизма, степени снижения проницаемости водопроводящих пропластков и повышения охвата пласта заводнением при течении через пористую среду закачиваемой минерализованной воды.Oil is extracted through a production well. To monitor the progress of development, it is recommended to monitor the injectivity of the injection well. In this case, after the first year of implementation, the injectivity of the injection well decreased to 270 m ³ / day, the injection pressure of the solution at the wellhead increased from 138 atm to 155 atm. This indicates the reliability of the proposed mechanism, the degree of decrease in the permeability of water-conducting interlayers and increase the coverage of the formation by flooding when injected mineralized water flows through a porous medium.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений позволяет по простой доступной технологии проводить с высокой эффективностью обработку призабойной зоны нагнетательных скважин, закачивающих минерализованную воду, с целью снижения проницаемости водопроводящих пропластков и повышения охвата пласта заводнением.Thus, the proposed method for the development of oil fields allows using a simple accessible technology to conduct high-efficiency treatment of the bottom-hole zone of injection wells pumping mineralized water in order to reduce the permeability of water-conducting layers and increase the coverage of the formation by water flooding.

Применяемые реагенты не токсичны. Способ экологически безопасен, не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов и применяется при существующей технологии заводнения путем периодической обработки призабойной зоны скважин в процессе нагнетания минерализованной воды.The reagents used are non-toxic. The method is environmentally friendly, does not require additional arrangement of oil fields and is used with the existing waterflooding technology by periodically treating the bottom-hole zone of wells in the process of pumping mineralized water.

ТаблицаTable Номер опытаExperience Number Закачиваемый агентUploaded Agent Объем закачки п.о.PO injection volume Массовое соотношение БЖК:СиалитThe mass ratio of BJK: Sialit Изменение проницаемости, %Permeability change,% Коэф. нефтевытеснения, д.е.Coef. oil displacement, Фактор сопротивленияResistance factor 1.one. Минерализованная вода
Оторочка пресной воды
Оторочка ГОК (БЖК:Сиалит 30-40)
Оторочка пресной воды
Минерализованная водаMineralized water
Fresh water
Orechka GOK (BZHK: Sialit 30-40)
Fresh water
Mineralized water 5,0
0,15
0,3
0,15
3,05,0
0.15
0.3
0.15
3.0 1:11: 1 1,05
0,095
0,1981.05
0,095
0.198 0,58
0,780.58
0.78 -
11,0
7,3-
11.0
7.3 2.2. Минерализованная вода
Оторочка пресной воды
Оторочка ГОК (БЖК:Сиалит 60-3)
Оторочка пресной воды
Минерализованная водаMineralized water
Fresh water
Orechka GOK (BZHK: Sialit 60-3)
Fresh water
Mineralized water 5,0
0,15
0,3
0,15
3,05,0
0.15
0.3
0.15
3.0 1:0,51: 0.5 0,98
0,13
0,210.98
0.13
0.21 0,58
0,690.58
0.69 -
7,5
4,7-
7.5
4.7 3.3. Минерализованная вода
Оторочка пресной воды
Оторочка ГОК (БЖК:Сиалит 30-50)
Оторочка пресной воды
Минерализованная водаMineralized water
Fresh water
Orechka GOK (BZHK: Sialit 30-50)
Fresh water
Mineralized water 5,0
0,15
0,3
0,15
3,55,0
0.15
0.3
0.15
3,5 1:1,51: 1,5 1,15
0,07
0,091.15
0,07
0.09 0,61
0,850.61
0.85 -
16,4
12,8-
16,4
12.8 4.four. Минерализованная вода
Оторочка пресной воды
Оторочка ГОК:
крахмал:биополимер (1:1)
Оторочка пресной воды
Минерализованная вода
(прототип)Mineralized water
Fresh water
Oreochka GOK:
starch: biopolymer (1: 1)
Fresh water
Mineralized water
(prototype) 5,2
0,15
0,3
0,15
3,15.2
0.15
0.3
0.15
3,1   1,09
0,73
0,911.09
0.73
0.91 0,60
0,630.60
0.63 -
1,5
1,2-
1,5
1,2

Claims (1)

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве биополимерной гелеобразующей композиции используют биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40 или биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-50,или биополимер ксантанового типа БЖК и гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3, при соотношении от 1:1 до 1:1,5, причем гелеобразующую композицию закачивают между оторочками пресной воды в суммарном объеме 0,3 п.о. пласта. A method of developing an oil field, including injecting a biopolymer gel-forming composition into a formation through an injection well and producing oil through a producing well, characterized in that a biopolymer of a xanthan type BJK and colloidal sodium silicate Sialit 30-40 or a xanthan biopolymer BJK and colloidal sodium silicate Sialit 30-50, or a biopolymer of xanthan type BJK and hydrated sodium silicate Sialit 60-3, with a ratio of 1: 1 to 1: 1.5, and gel azuyuschuyu composition is pumped between the rims of fresh water in a total volume of 0.3 bp layer.