RU2498056C2 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2498056C2 RU2498056C2 RU2009137757/03A RU2009137757A RU2498056C2 RU 2498056 C2 RU2498056 C2 RU 2498056C2 RU 2009137757/03 A RU2009137757/03 A RU 2009137757/03A RU 2009137757 A RU2009137757 A RU 2009137757A RU 2498056 C2 RU2498056 C2 RU 2498056C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- oil
- injection
- mixture
- Prior art date
Links
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет повышения доли подвижной нефти и увеличения коэффициента охвата за счет тампонирования высокопроницаемых участков пласта. Сущность изобретения: способ включает закачивание водогазовой смеси в нагнетательную скважину и тампонирующего состава в добывающую скважину для повышения коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения опасности преждевременного прорыва газа. Согласно изобретению обработку нагнетательной и добывающей скважин производят одновременно. При этом в нагнетательную скважину водогазовую смесь закачивают совместно при соотношении газ:вода, равным 2:1 и объеме закачивания, равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта. В добывающую скважину закачивают тампонирующий состав циклически. В каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30%. При этом объем закачивания тампонирующего состава составляет не менее 20% от высокопроницаемых пор пласта. В качестве газового агента используют попутно добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава - полимерно-силикатную композицию - ПСК. 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке неоднородных по коллекторской характеристике пластов залежей нефти с заводнением, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью.
Известен способ разработки залежи (патент РФ №2123586, МПК8 Е21В 43/22, 20.12.1998 г., БИ №35) с заводнением водогазовым раствором путем закачивания через нагнетательные скважины водогазового раствора и поверхностно-активного вещества.
Недостатком способа разработки залежи нефти с закачиванием водогазовой смеси является то обстоятельство, что они направлены на определение соотношения газ:вода в водогазовой смеси для получения наибольшего прироста коэффициента нефтеотдачи, но не указан необходимый суммарный объем закачивания водогазовой смеси в пласты в долях объема пор и в долях геологических запасов залежей нефти, не установлены предельные газовые факторы, при которых скважины отключаются из эксплуатации.
Известен способ водогазового воздействия на пласт посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины (Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения, - Нефтяное хозяйство, 1990, 3, с.35-39)
Этот способ не обеспечивает высокого охвата нефтяного месторождения воздействием, что связано с расслоением водогазовой смеси в пласте и последующим прорывом газа к добывающим скважинам.
Наиболее близким к предполагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2297523, МПК8 Е21В 43/16, 11.07.2005 г. от 2007 г., бюл №11).
Способ разработки нефтяной залежи, включает последовательную закачку газа и оторочек водогазовой смеси в циклическом режиме через две нагнетательные скважины в два этапа. На первом этапе осуществляют одновременную закачку газа в обе нагнетательные скважины до начала устойчивого повышения газового фактора хотя бы в одной из добывающих скважин фонда, критерием чего считают увеличение текущего значения газового фактора этой скважины на величину разницы между максимальным и минимальным газовыми факторами скважин фонда на момент начала воздействия. На втором этапе осуществляют циклическую попеременную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки оторочки, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, с газосодержанием в 2-3 раза выше газосодержания смеси базового состава, в нагнетательную скважину с большей приемистостью, и оторочки, состоящей из воды и газа, с базовым газосодержанием около 25% в термобарических условиях рассматриваемой залежи, в нагнетательную скважину с меньшей приемистостью, объемами равными 1-2% от объема пор пласта в области воздействия каждой из скважин, после чего в нагнетательные скважины закачивают оторочки воды, объемами, равными 5% от объема пор пласта в области воздействия скважин, причем нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с большим газосодержанием и нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с меньшим газосодержанием выбирают на этапе закачки оторочки воды по вышеописанному признаку, а в качестве газовой фазы используют попутный, природный газ или их смесь.
В качестве ПАВ используют НПАВ типа ОП-10 и АФ9-12 с содержанием в закачиваемой водной фазе водогазовой смеси от 0,1 до 5 мас.%.
Недостатком этого способа является низкий охват малопроницаемых зон пласта вытесняющим агентом.
Решаемая, предлагаемым изобретением, задача и ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности разработки нефтяной залежи. Повысится коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части залежи, застойных и тупиковых зон нефти, снизится обводненность добываемой нефти и уменьшится опасность преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем одновременное закачивание оторочек водогазовой смеси при соотношении газ:вода равным 2:1 и объеме закачивания равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта в нагнетательную скважину, и тампонирующего состава в добывающую скважину, при этом тампонирующий состав закачивают циклически объемом не менее 20% от высокопроницаемых пор пласта, причем в каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30%. В качестве газового агента используют попутно-добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава полимер-силикатную композицию (ПСК) по ТУ 2458-001-89193842-2008. ПСК представляет собой смесь биополимеров ксантанового типа, силикатов и полезных добавок. Динамическая вязкость композиции в зависимости от состава ПСК составляет 40-227 мПа·с. Показатель активности водородных ионов (рН) колеблется в пределах 11,3-11,5. ПСК относится к малоопасным веществам, 4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007.87
Физическая сущность изобретения состоит в сочетании двух процессов, происходящих в пластах.
Первый из них заключается в осуществлении способа закачивания водогазовой смеси с целью повышения охвата вытеснением. Водогазовая смесь или газ будет направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами нефти, которые стимулируют массообмен нефти между ними, т.е. водогазовая смесь или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллектора, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.
Второй процесс связан, также, с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением, за счет обработки добывающих скважин с повышенным газовым фактором, полимерсиликатной композицией, которая позволит заблокировать высокопроницаемые участки и трещины пласта и перенаправить вытесняющий агент (водогазовую смесь, газ и воду) к участкам более низкой проницаемости, предупредит преждевременный прорыв газа.
На следующем этапе переходят на закачивание воды в нагнетательные скважины.
В результате реализации предлагаемого способа будет получен дополнительный эффект, повышение коэффициента вытеснения нефти водогазовой смесью и увеличения коэффициентов охвата заводнением за счет тампонирования высокопроницаемых пропластков модели пласта.
Согласно результатам проведенных лабораторных исследований по испытанию технологии ВГВ в карбонатных коллекторах каширо-подольских отложений, верейского горизонта, турнейского и башкирского ярусов коэффициент вытеснения нефти равен 0,630-0,674; по предлагаемому способу 0,751; по прототипу 0,59.
1. Пример конкретного осуществления способа водогазового воздействия.
На опытном участке Илишевского месторождения осуществляется опытно-промысловые работы по применению водогазового воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи и утилизации попутно-добываемого газа.
Опытный участок включает одну нагнетательную и три добывающие скважины. Промышленная нефтеносность выявлена в терригенных отложениях бобриковского горизонта нижнего карбона. Глубина залегания 1309 м, нефтенасыщенная толщина - 10,4 м. Приемистость 300 м3/сут. при забойном давлении закачивания 3,3 МПа. Нефть относится к типу тяжелых, смолистых и парафинистых. Обводненность добываемой продукции 98,1%.
Водогазовая смесь готовится эжектором при соотношении газа и воды равным 2:1 в пластовых условиях. Для этого силовым насосом по линии нагнетания воды, подают под давлением воду в рабочее сопло эжектора. При истечении воды через рабочее сопло с высокой скоростью создается разряжение в приемной камере эжектора, куда подсасывается газ по линии подачи газа.
В проточной части эжектора происходят смешивание потока, и образование водогазовой смеси. После эжектора водогазовую смесь дожимают насосом и закачивают ее под давлением в нагнетательную скважину. За период (15 месяцев) закачено 19,3 тыс. м3 водогазовой смеси в пластовых условиях.
По реакции добывающих скважин на водогазовое воздействие за данный период отмечается увеличение дебитов нефти с 2,58 т/сут. до 3,17 т/сут и снижение обводненности с 98 до 86,8%. Прирост добычи нефти от внедрения составил 1,513 тыс.т.
2. Пример конкретного осуществления предлагаемого способа комплексного воздействия на водонефтенасыщенный пласт.
Опытный участок состоит из одной нагнетательной и трех добывающих скважины. Глубина залегания 1312 м. терригенный пласт бобриковского горизонта нижнего карбона. Нефтенасыщенная толщина 9,8 м. Приемистость 289 м3/сут. при забойном давлении закачивания 3,1 МПа.
Нефть тяжелая, смолистая, парафинистая. Обводненность добываемой продукции 98,7%. Водогазовую смесь готовят эжектором и закачивают под давлением в нагнетательную скважину. За период (15,3 месяца) закачено 19,5 тыс. м3 водогазовой смеси в пластовых условиях при соотношении газ : вода равным 2:1. В качестве газового агента используют попутно-добываемый или природный газ, или их смесь.
Одновременно в этот же период добывающие скважины были обработаны тампонирующим составом ПСК - смесью биополимеров ксантанового типа, силикатов и полезных добавок, тремя циклами. Общий объем закачиваемого тампонирующего состава за период внедрения составил 6,0 тыс. м3, что составляет 20,1% от высокопроницаемых пор пласта. В первом цикле закачено 3,0 тыс. м3, во втором - 1,2 тыс. м3, в третьем - 1,8 тыс. м3. Таким образом достигается изменение направления фильтрационных потоков водогазовой смеси в наименее проницаемые и наиболее промытые интервалы пласта, что способствует уменьшению опасности преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам, а также подключении в разработку новых низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта.
В результате комплексного воздействия по предлагаемому способу по реагирующим скважинам очага отмечается прирост добычи нефти при снижении обводненности добываемой продукции. В среднем по трем добывающим скважинам за время внедрения (15 месяцев) отмечается увеличение дебита нефти с 1,8 т/сут до 3,8 т/сут и снижение обводненности составило 23%, т.е. с 98,7% до 76%. Прирост добычи нефти от комплексного внедрения составил 4,91 т.т.
Для контроля за процессом внедрения предлагаемого способа и технологии водогазового воздействия на опытных участках проводился комплекс исследований. Результаты исследований поглощающих интервалов пласта методом РГД показывают, что при водогазовом воздействии произошло увеличение работающий толщины пласта с 5,2 до 7,4 м. коэффициент охвата увеличился с 0,52 до 0,71. При комплексном воздействии из всей перфорированной толщины пласта, составляющей 9,8 м, принимала только 3,7 м. Последующие исследования РГД по данной скважине показали увеличение работающей толщины пласта с 3,7 м до 7,9 м. Коэффициент охвата увеличился с 0,37 до 0,81.
На основании полученных результатов по скважинам воздействия опытных участков можно сделать следующие выводы:
- получены положительные показатели эксплуатации скважин (увеличение дебитов нефти, снижение обводненности);
- по нагнетательным скважинам отмечается увеличение работающей толщины пласта и изменение коэффициента охвата пласта воздействием.
Таким образом, для достижения высоких коэффициентов извлечения нефти (КИН) из пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти (низкопроницаемые коллектора с нефтью высокой вязкости) применение предлагаемого способа обеспечит увеличение коэффициента вытеснения за счет повышения доли подвижной нефти и увеличение коэффициента охвата за счет эффективного применения тампонирования высокопроницаемых участков пласта.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачивание водогазовой смеси в нагнетательную скважину и тампонирующего состава в добывающую скважину с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения опасности преждевременного прорыва газа, отличающийся тем, что обработку нагнетательной и добывающей скважины производят одновременно, причем в нагнетательную скважину водогазовую смесь закачивают совместно при соотношении газ:вода, равном 2:1 и объеме закачивания, равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта, а в добывающую скважину закачивают тампонирующий состав циклически, в каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30%, при этом объем закачивания тампонирующего состава составляет не менее 20% от высокопроницаемых пор пласта, в качестве газового агента используют попутно-добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава - полимерно-силикатную композицию - ПСК.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009137757/03A RU2498056C2 (ru) | 2009-10-12 | 2009-10-12 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009137757/03A RU2498056C2 (ru) | 2009-10-12 | 2009-10-12 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009137757A RU2009137757A (ru) | 2011-04-20 |
RU2498056C2 true RU2498056C2 (ru) | 2013-11-10 |
Family
ID=44050971
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009137757/03A RU2498056C2 (ru) | 2009-10-12 | 2009-10-12 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2498056C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2613404C1 (ru) * | 2016-03-21 | 2017-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи |
RU2762641C1 (ru) * | 2021-05-18 | 2021-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи водогазовым воздействием |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2060378C1 (ru) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Способ разработки нефтяного пласта |
RU2154157C1 (ru) * | 1999-07-08 | 2000-08-10 | Хусаинов Васил Мухаметович | Способ разработки нефтяной залежи |
US6325147B1 (en) * | 1999-04-23 | 2001-12-04 | Institut Francais Du Petrole | Enhanced oil recovery process with combined injection of an aqueous phase and of at least partially water-miscible gas |
RU2266396C2 (ru) * | 2003-09-12 | 2005-12-20 | Савицкий Николай Владимирович | Способ разработки нефтяной залежи и устройство для его осуществления |
US20070000663A1 (en) * | 2002-01-09 | 2007-01-04 | Kelley Terry E | Enhanced liquid hydrocarbon recovery by miscible gas injection water drive |
RU2005121774A (ru) * | 2005-07-11 | 2007-01-20 | Закрытое акционерное общество "Алойл" (RU) | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2389869C1 (ru) * | 2008-10-13 | 2010-05-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Способ приготовления и нагнетания гетерогенных смесей в пласт и установка для его осуществления |
-
2009
- 2009-10-12 RU RU2009137757/03A patent/RU2498056C2/ru active IP Right Revival
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2060378C1 (ru) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Способ разработки нефтяного пласта |
US6325147B1 (en) * | 1999-04-23 | 2001-12-04 | Institut Francais Du Petrole | Enhanced oil recovery process with combined injection of an aqueous phase and of at least partially water-miscible gas |
RU2154157C1 (ru) * | 1999-07-08 | 2000-08-10 | Хусаинов Васил Мухаметович | Способ разработки нефтяной залежи |
US20070000663A1 (en) * | 2002-01-09 | 2007-01-04 | Kelley Terry E | Enhanced liquid hydrocarbon recovery by miscible gas injection water drive |
RU2266396C2 (ru) * | 2003-09-12 | 2005-12-20 | Савицкий Николай Владимирович | Способ разработки нефтяной залежи и устройство для его осуществления |
RU2005121774A (ru) * | 2005-07-11 | 2007-01-20 | Закрытое акционерное общество "Алойл" (RU) | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2297523C2 (ru) * | 2005-07-11 | 2007-04-20 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2389869C1 (ru) * | 2008-10-13 | 2010-05-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Способ приготовления и нагнетания гетерогенных смесей в пласт и установка для его осуществления |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2613404C1 (ru) * | 2016-03-21 | 2017-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи |
RU2762641C1 (ru) * | 2021-05-18 | 2021-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи водогазовым воздействием |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2009137757A (ru) | 2011-04-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Xu et al. | A review of development methods and EOR technologies for carbonate reservoirs | |
CN106050213B (zh) | 一种砂岩储层自转向分流酸化方法 | |
WO2019223346A1 (zh) | 一种封闭断块油藏氮气复合吞吐方法 | |
CN103867169B (zh) | 气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法 | |
CN100591742C (zh) | 一种提高油藏原油采收率的方法 | |
CN103865509B (zh) | 用于提高凝析气藏采收率的长效混合氟碳表面活性剂处理剂及其应用 | |
RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
CN109233768A (zh) | 一种非常规油气藏油井的堵水方法 | |
RU2569101C1 (ru) | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам | |
RU2498056C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
RU2494246C1 (ru) | Способ обработки околоскважинной зоны | |
RU2527053C1 (ru) | Способ разработки трещинно-порового коллектора | |
RU2459070C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии | |
CN114607325A (zh) | 一种低渗透油藏驱替原油的方法 | |
RU2313665C1 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
CN111621281A (zh) | 原位自转向wag方法 | |
RU2518615C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) | |
CN106050197A (zh) | 一种弱碱三元复合驱增油机理的分析方法 | |
RU2386797C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2299979C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2139419C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130917 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20151110 |