RU2576726C1 - Reduction method of water influx to wells - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: reduction method of a water influx to wells involves selection of a production well. A working agent is pumped to the production well. Commissioning of the well is performed. First, laboratory investigations are performed in the centre mark of the considered formation, during which there detected is a possibility of migration of fine clay particles from pores under action of the working agent and blockage of pore channels with them, which is determined by reduction of phase permeability of the reservoir as to water at least by 1.5 times. Water with total salt mineralisation of not more than 5 g/l - low-salt water with density of not more than 1080 kg/m³ is used as a working pumping agent. Pumping of law-salt water on the well is performed with the initial flow rate exceeding maximum historical liquid rate of this well at least by two times. Pumping is performed during at least five days; after that, the well is brought into operation under the same conditions as before pumping. Pumping cycles of law-salt water are repeated at growth of water cut of the well by 10-30% relative to water cut after performance of the previous pumping cycle and extraction of the pumped water. Pumping volume of law-salt water in each next cycle is increased at least by 1.5 times.

EFFECT: improving isolation efficiency of a water influx to wells and increasing an oil recovery coefficient of the deposit.

2 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits with a predominantly pore type of reservoir.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полиакриламида и кислоты. В известном способе в качестве раствора полиакриламида используют гелеобразующий раствор полиакриламида, объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности, операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока, проводят технологическую выдержку для образования геля, промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины. Дополнительно перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой, проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт (патент РФ № 2101484, кл. Е21В43/27, опубл. 10.01.1998). A known method of isolating water inflows in horizontal or inclined trunks of production wells, including the injection of a solution of polyacrylamide and acid into the bottomhole zone. In the known method, a polyacrylamide gelling solution is used as a polyacrylamide solution, injection volumes of the polyacrylamide gelling solution and an acid solution are pushed into the formation with increased density water, operations start from the far end of the water inflow interval and are repeated as they move along the water inflow interval, technological exposure is performed to form a gel, washing the well with hydrocarbon fluid from the far end of the well. In addition, before the isolation of water inflows, the long production interval of the well is filled with acid, technological exposure is carried out in the bath mode and the acid is forced into the reservoir (RF patent No. 2101484, class Е21В43 / 27, publ. 10.01.1998).

Недостатком данного способа является невысокая эффективность водоизоляции, что приводит к низким значениям нефтеотдачи залежей.The disadvantage of this method is the low efficiency of water isolation, which leads to low oil recovery values of deposits.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на время отверждения раствора полимера. В известном способе перед закачкой раствора полимера в скважину закачивают для создания профилактического фильтрационного слоя вязкую нефть с наполнителями, растворимыми в легкой нефти или кислоте, размер частиц которых больше размера пор и каналов в нефтеносной части горизонтального ствола, но меньше размеров каналов в зоне водопритока, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, осуществляют продавку ГПТС сначала нефтью, затем водой, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту, или легкую нефть, или дизельное топливо, или дистиллят. Дополнительно при высокой приемистости в интервале водопритока в горизонтальный ствол после создания профилактического фильтрационного слоя в него закачивают гидрофобный тампонажный состав ГТС на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или смесь указанных ГТС и ГПТС (патент РФ № 2286447, кл. Е21В43/27, опубл. 27.10.2006 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of isolating water inflows in a horizontal well of producing wells, which involves injecting a polymer solution into the bottomhole zone, pumping a polymer solution with water, and shutting down a well while the polymer solution is curing. In the known method, before injecting the polymer solution into the well, viscous oil with fillers soluble in light oil or acid is injected into the well to create a preventive filtration layer, the particle size of which is larger than the pore and channel size in the oil-bearing part of the horizontal wellbore, but smaller than the channel size in the water inflow zone, As a polymer solution, a hydrophobic polymer grouting composition of GPTS is used, GPPS is sold first with oil, then with water, the cured GPTS is drilled, acid is injected, or light oil, or diesel, or distillate. Additionally, at high injectivity in the interval of water inflow into the horizontal well after creating a preventive filtration layer, a hydrophobic grouting composition of hydraulic structures based on hydrocarbon liquid with hydrophilic powder material or a mixture of these hydraulic structures and GPTS are pumped into it (RF patent No. 2286447, class Е21В43 / 27, publ. 10.27.2006 - prototype).

Известный способ характеризуется низкой эффективностью водоизоляции ввиду недостаточного прониковения полимера в пласт. В результате длительность эффекта водоизоляции не превышает одного-двух месяцев. Нефтеотдача залежей оказывается невысокой. Кроме того, известный способ имеет достаточно сложные технические и технологические процессы.The known method is characterized by low efficiency of water isolation due to insufficient penetration of the polymer into the reservoir. As a result, the duration of the waterproofing effect does not exceed one to two months. Oil recovery is low. In addition, the known method has a fairly complex technical and technological processes.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к скважинам и соответственно увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы до полного обводнения.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of water inflow to wells and, accordingly, increasing the oil recovery coefficient of the deposit developed by these wells, due to their maximum long-term operation until complete watering.

Задача решается тем, что в способе снижения водопритока к скважинам, включающем выбор добывающей скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, согласно изобретению, предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза, в качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л - малосольную воду, плотностью не более 1080 кг/м³, закачку малосольной воды на скважине осуществляют с начальным расходом, превышающим максимальный исторический дебит жидкости данной скважины не менее чем в два раза, закачку ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, циклы закачки малосольной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды, при этом объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 1,5 раза.The problem is solved in that in a method of reducing water inflow to wells, including selecting a producing well, injecting a working agent into it and putting the well into production, according to the invention, laboratory tests are performed on the core of the formation in question, during which they reveal the possibility of migration of fine clay particles from pore under the action of the working agent and clogging of the pore channels, determined by a decrease in the phase permeability of the collector by water not less than 1.5 times, as a working agent for filling ki use water with general mineral salts is not more than 5 g / l - Salted water density of not more than 1080 kg / m ^3, download salted water in the well is carried out with an initial flow rate greater than the maximum historical liquid rate of the well is not less than twice, injection is carried out for a period of at least five days, after which the well is put into operation under the same conditions as before the injection, salted water injection cycles are repeated when the well water cut is increased by 10-30% relative to the water cut after the previous Ikla injection and sampling the injected water, wherein the volume of salted water injection in each subsequent cycle is increased not less than 1.5 times.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой скважинами, существенное влияние оказывает длительность работы добывающих скважин до полного обводнения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют снизить водоприток к скважинам. Неоднородность коллектора и разница в подвижности закачиваемой воды и нефти приводят неравномерному продвижению фронта закачки и к обводнению добывающих скважин. Для снижения водопритока к добывающим скважинам необходимо уменьшить фазовую проницаемость по воде. Многочисленными исследованиями установлено, что в большинстве коллекторов закачка малосольной воды (под малосольной или пресной водой здесь и далее понимается вода с общей минерализацией солей не более 5 г/л) приводит к снижению электростатических сил, удерживающих в порах глинистые мелкодисперсные частицы, их срыву с поверхности пор, миграции и забиванию поровых каналов. Причем забивание пласта происходит именно в тех участках, где движется и прорывается к забоям добывающих скважин закачиваемая вода. Поэтому фазовая проницаемость по нефти почти не изменяется, а по воде - снижается. Эффект аналогичен адсорбции закачиваемого агента при полимерном заводнении. Если пласт представлен трещиноватым коллектором, то вода проходит по трещинам и эффективность закачки малосольной воды для снижения водопритока уменьшается. Поэтому предлагаемый способ осуществляют на преимущественно поровых коллекторах. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи с поровым типом коллектора за счет закачки малосольной воды в добывающие скважины и оптимизации параметров закачки. Задача решается следующим образом.The oil recovery of an oil field developed by wells is significantly affected by the duration of production wells until they are completely flooded. Existing technical solutions do not fully reduce water inflow to wells. The heterogeneity of the reservoir and the difference in mobility of the injected water and oil lead to uneven advancement of the injection front and to irrigation of production wells. To reduce water inflow to production wells, it is necessary to reduce the phase permeability of water. Numerous studies have found that in most reservoirs, the injection of salted water (salted or fresh water hereinafter refers to water with a total mineralization of salts of not more than 5 g / l) leads to a decrease in the electrostatic forces that hold clay fine particles in the pores, and their breakdown from the surface pore, migration and clogging of pore channels. Moreover, the clogging of the formation occurs precisely in those areas where the injected water moves and breaks through to the faces of the producing wells. Therefore, the phase permeability for oil is almost unchanged, and for water it decreases. The effect is similar to the adsorption of an injected agent during polymer flooding. If the reservoir is represented by a fractured reservoir, then the water passes through the cracks and the efficiency of pumping salted water to reduce water inflow decreases. Therefore, the proposed method is carried out mainly on pore collectors. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of water inflow to wells and increasing the oil recovery factor of a reservoir with a pore type of collector by pumping salted water into production wells and optimizing injection parameters. The problem is solved as follows.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

На участке нефтяной залежи выбирают добывающую скважину, к которой необходимо уменьшить водоприток. Приток воды может быть вызван как подтягиванием подошвенных или краевых вод, так и действием ближайших нагнетательных скважин. Добывающая скважина может и не иметь высокую степень текущей обводненности, тем не менее в которой расчеты, например на гидродинамической модели, показывают прорыв воды в будущем.At the site of the oil deposit, a production well is selected, to which it is necessary to reduce water inflow. The influx of water can be caused by both pulling the bottom or marginal waters, and the action of the nearest injection wells. A producing well may not have a high degree of current water cut, however, in which calculations, for example on a hydrodynamic model, show a breakthrough of water in the future.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, отобранного с данной или ближайших соседних скважин. В ходе лабораторных экспериментов сначала экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают пластовой или сточной водой (искусственной, приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта), закачивают пластовую нефть (данного пласта), затем вытесняют нефть пластовой водой, закачивают нефть второй раз и вновь вытесняют нефть, но уже малосольной водой. Закачку ведут с расходом 1 мл/мин, что исключает влияние страгивания большого количества мелкодисперсных частиц с поверхности пор за счет сил инерции. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м³. Выбор солей и прочих параметров закачиваемой в керн малосольной воды определяют по известному составу той пресной или малосольной воды, которую собираются закачивать в залежь. Например, при наличии водоема пресной воды, проводят химический анализ данной воды и затем в лаборатории готовят «искусственную» воду с теми же характеристиками. Причем закачивать воду в керн из самого водоема можно только в случае ее очистки от механических примесей и микроорганизмов. Preliminary laboratory tests are carried out on the core of the formation in question, taken from this or the nearest neighboring wells. During laboratory experiments, the extracted and evacuated core is first saturated with formation or waste water (artificial water prepared according to the ionic composition of the water in this formation), the formation oil (of this formation) is pumped, then the oil is displaced with produced water, the oil is pumped a second time and the oil is again displaced, but already salted water. Injection is carried out at a flow rate of 1 ml / min, which eliminates the effect of straining a large number of fine particles from the pore surface due to inertia forces. As salted use water with a total salinity of not more than 5 g / l and a density of not more than 1080 kg / m ³ . The choice of salts and other parameters of salted water pumped into the core is determined by the known composition of the fresh or salted water that they are going to pump into the reservoir. For example, in the presence of a freshwater reservoir, a chemical analysis of this water is carried out and then “artificial” water with the same characteristics is prepared in the laboratory. Moreover, water can be pumped into the core from the reservoir itself only if it is cleaned of mechanical impurities and microorganisms.

Исследования показали, что при закачке воды с общей минерализацией солей более 5 г/л и плотностью более 1080 кг/м³, практически не наблюдается миграции мелкодисперсных частиц (за исключением частиц в несколько нанометров, наблюдаемых на выходе из образца и не влияющих на его проницаемость) и соответственно изменения фазовой проницаемости по воде. Studies have shown that when water is injected with a total salinity of more than 5 g / l and a density of more than 1080 kg / m ³ , there is practically no migration of fine particles (with the exception of particles of several nanometers, observed at the exit of the sample and not affecting its permeability ) and, accordingly, changes in the phase permeability of water.

В результате лабораторных экспериментов выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. Следует отметить, что многочисленные лабораторные эксперименты показывают, что при закачке малосольной воды в керны, абсолютная проницаемость снижается до определенной величины и далее стабилизируется. Поэтому закачивать малосольную воду в реальный пласт в объемах больших, чем в ходе лабораторных тестов (с учетом соотношения поровых объемов керна и пласта) не имеет смысла.As a result of laboratory experiments, the possibility of migration of fine clay particles from the pores under the action of the working agent and clogging of the pore channels by them, determined by a decrease in the phase permeability of the collector by water by at least 1.5 times, is revealed. It should be noted that numerous laboratory experiments show that when salted water is injected into the cores, the absolute permeability decreases to a certain value and then stabilizes. Therefore, it does not make sense to pump salted water into a real reservoir in volumes larger than during laboratory tests (taking into account the ratio of pore volumes of core and formation).

Исследования показали, что при снижении фазовой проницаемости по воде менее чем в 1,5 раза при закачке малосольной воды по сравнению с пластовой, прирост конечного коэффициента нефтеизвлечения по залежи не превышает 0,5%, что экономически не оправдывает затраты на закачку малосольной воды. Поэтому если лабораторные исследования показывают отсутствие уменьшения фазовой проницаемости по воде более чем в 1,5 раза, то мероприятия по закачке малосольной воды на скважине не проводят.Studies have shown that with a decrease in the phase permeability of water by less than 1.5 times during the injection of salted water compared to the formation, the increase in the final oil recovery coefficient for the reservoir does not exceed 0.5%, which does not economically justify the cost of pumping salted water. Therefore, if laboratory studies show the absence of a decrease in the phase permeability of water by more than 1.5 times, then activities for the injection of salted water at the well are not carried out.

Далее в выбранную скважину закачивают малосольную воду с начальным расходом, превышающим максимальный исторический дебит жидкости данной скважины не менее чем в два раза. Это позволяет дополнительно повысить подвижность мелкодисперсных частиц за счет инерционных сил. Исследования показали, что инерционные силы практически не влияют на подвижность частиц при закачке с расходом, меньшим в два раза, чем дебит жидкости до закачки.Then, salted water is pumped into the selected well with an initial flow rate exceeding the maximum historical fluid flow rate of the given well by at least two times. This allows you to further increase the mobility of fine particles due to inertial forces. Studies have shown that inertial forces have virtually no effect on the mobility of particles during injection with a flow rate less than half that of the fluid flow rate before injection.

Закачку ведут в течение времени не менее пяти суток. За это время, согласно исследованиям, мелкодисперсные частицы успевают забить поровые каналы в обводнившихся участках пласта. Однако установлено, что для абсолютного большинства коллекторов, закачка менее пяти суток практически не приводит к снижению обводненности скважины. The injection is carried out over a period of at least five days. During this time, according to studies, finely dispersed particles manage to clog pore channels in flooded sections of the reservoir. However, it was found that for the vast majority of reservoirs, injection of less than five days practically does not lead to a decrease in well water cut.

Затем скважину пускают в добычу при тех же режимах, что и до закачки. Исследования подтвердили, что при отборе жидкости, частицы, забившие поровые каналы, не выходят обратно. Закачанная и смешанная с пластовой вода частично отбирается в течение нескольких суток, после чего обводненность скважины снижается.Then the well is put into production under the same conditions as before injection. Studies have confirmed that during fluid withdrawal, particles that clog pore channels do not exit. Injected and mixed with produced water is partially withdrawn within a few days, after which the water cut of the well is reduced.

Циклы закачки малосольной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения очередного цикла закачки и соответственно отбора закаченной воды. Очевидно, что после первого цикла закачки малосольной воды и забивания поровых каналов в обводнившихся зонах пласта, пуск скважины в добычу приведет к тому, что вода, которая до этого была причиной обводнения скважины, начнет «искать» новые пути к забою скважины, следуя наименьшему сопротивлению. Это соответственно приведет через некоторое время к новому росту обводненности. Для того чтобы забить другие, вновь обводнившиеся участки пласта, необходмо провести повторно закачку малосольной воды, аналогично первому циклу. Исследования показали, что наибольший коэффициент нефтеизвлечения достигается при проведении повторного и каждого последующего цикла закачки при росте обводненности скважины на 10-30%.The salted water injection cycles are repeated when the well water cut is increased by 10-30% relative to the water cut after the next injection cycle and, accordingly, the selection of the injected water. Obviously, after the first cycle of salted water injection and clogging of the pore channels in the watered zones of the formation, the well’s start-up in production will lead to the fact that water, which had previously caused the watering of the well, will begin to “look for” new ways to stop the well, following the least resistance . This, accordingly, will lead after a while to a new increase in water cut. In order to hammer in other, newly watered sections of the reservoir, it is necessary to re-inject salted water, similar to the first cycle. Studies have shown that the highest oil recovery rate is achieved by repeated and each subsequent injection cycle with a well water cut of 10-30%.

Объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 1,5 раза. Согласно расчетам, это позволяет воде проникнуть глубже в пласт, относительно предыдущей закачки малосольной воды, и забить более отдаленные участки пласта, что увеличивает период до следующей закачки и соответственно повышает нефтеотдачу. При закачке объема малосольной воды менее чем в 1,5 раза, относительно предыдущего объема закачки, обводненность снижается незначительно.The volume of salted water injection in each subsequent cycle is increased by at least 1.5 times. According to calculations, this allows water to penetrate deeper into the formation, relative to the previous salted water injection, and clog more distant sections of the formation, which increases the period until the next injection and, accordingly, increases oil recovery. When the volume of salted water is injected less than 1.5 times, relative to the previous volume of injection, the water cut decreases slightly.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности изоляции водопритока к скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи за счет максимально длительной работы скважин до полного обводнения.The result of the implementation of this method is to increase the efficiency of isolation of water inflow to the wells and to increase the oil recovery coefficient of the deposit due to the maximum long-term operation of the wells until complete flooding.

Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method

Пример 1. На участке нефтяной залежи, коллектор которой представлен терригенным поровым типом, выбирают вертикальную добывающую скважину с дебитом нефти 4,5 т/сут, жидкости 34,6 т/сут, обводненностью 87% и забойным давлением 9 МПа, расположенную в чисто нефтяной зоне. Максимальный дебит жидкости данной скважины составлял 39 т/сут. Текущее пластовое давление в зоне отбора скважины 13 МПа.Example 1. On the site of the oil reservoir, the reservoir of which is represented by a terrigenous pore type, choose a vertical production well with an oil flow rate of 4.5 tons / day, liquids 34.6 tons / day, a water cut of 87% and a bottomhole pressure of 9 MPa, located in a purely oil zone. The maximum fluid flow rate of this well was 39 tons / day. The current reservoir pressure in the well selection zone is 13 MPa.

Коллектор участка залежи залегает на средней глубине 1650 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 8 м. Средняя проницаемость коллектора 450 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 20 мПа·с, начальная нефтенасыщенность составляет 0,8 д.ед., начальное пластовое давление 17 МПа, давление насыщения нефти газом 6 МПа. Объемная глинистость коллектора в районе рассматриваемой скважины составляет 0,8%. Водо-нефтяная зона находится в стороне от рассматриваемой скважины на расстоянии 500 м. Общая минерализация пластовой воды составляет 239,4 г/л, из которых 190,8 г/л приходится на соли NaCl, 11,7 г/л - MgCl₂, 0,8 г/л - MgSO₄, 36,0 г/л - CaCl₂, 0,1 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1160 кг/м³.The reservoir reservoir lies at an average depth of 1650 m, the average effective oil saturated thickness is 8 m. The average reservoir permeability is 450 mD, oil viscosity at reservoir conditions is 20 MPa · s, the initial oil saturation is 0.8 units, the initial reservoir pressure is 17 MPa , gas saturation pressure of gas 6 MPa. The volumetric clay content of the reservoir in the region of the considered well is 0.8%. The water-oil zone is located away from the considered well at a distance of 500 m. The total mineralization of produced water is 239.4 g / l, of which 190.8 g / l are NaCl salts, 11.7 g / l - MgCl ₂ , 0.8 g / l - MgSO ₄ , 36.0 g / l - CaCl ₂ , 0.1 g / l - NaHCO ₃ . The density of produced water is 1160 kg / m ³ .

На поверхности, в нескольких километрах от устья скважины имеется водем с пресной водой. Общая минерализация данной пресной (малосольной) воды составляет 0,86 г/л, из которых 0,02 г/л приходится на соли NaCl, 0,03 г/л - MgCl₂, 0,14 г/л - MgSO₄, 0,28 г/л - CaCl₂, 0,39 г/л - NaHCO₃. Плотность малосольной воды составляет 1030 кг/м³.On the surface, a few kilometers from the wellhead, there is a freshwater reservoir. The total salinity of this fresh (lightly salted) water is 0.86 g / l, of which 0.02 g / l falls on NaCl salts, 0.03 g / l - MgCl ₂ , 0.14 g / l - MgSO ₄ , 0 28 g / l - CaCl ₂ ; 0.39 g / l - NaHCO ₃ . The density of salted water is 1030 kg / m ³ .

Гидродинамическое моделирование показало, что обводнение скважины, после ее бурения и эксплуатации в течение 24 лет, вызвано прорывом «рукава» воды из приконтурной области. И, согласно прогнозу, через ближайшие два года скважина может обводниться до 98% и более.Hydrodynamic modeling showed that the watering of the well, after drilling and operating for 24 years, is caused by a breakthrough of the "sleeve" of water from the marginal area. And, according to the forecast, in the next two years the well may be flooded up to 98% or more.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта. Ввиду отсутствия керна по рассматриваемой скважине, керн берут из ближайшей соседней скважины, пробуренной после рассматриваемой через 18 лет. Объемная глинистость керна составляет также 0,8%. В ходе лабораторных экспериментов экстрагированный и отвакуумированный керн сначала насыщают искусственной пластовой водой (с общей минерализацией 239,4 г/л), приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта. Закачивают пластовую нефть (данного пласта) и создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Затем вытесняют нефть этой же пластовой водой. Закачивают нефть второй раз и вновь создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Окончательно вытесняют нефть, но уже малосольной водой (с общей минерализацией 0,86 г/л и плотностью 1030 кг/м³). Закачку как нефти, так и воды в ходе лабораторных экспериментов ведут с расходом 1 мл/мин.Preliminary laboratory tests are carried out on the core of the formation in question. Due to the absence of a core for the considered well, the core is taken from the nearest neighboring well, drilled after being examined after 18 years. The bulk clay content of the core is also 0.8%. During laboratory experiments, the extracted and evacuated core is first saturated with artificial formation water (with a total salinity of 239.4 g / l) prepared according to the ionic composition of the water in this formation. Injected reservoir oil (of this reservoir) and create an initial water saturation of 0.2 d.ed. Then the oil is displaced by the same formation water. Oil is pumped a second time and the initial water saturation of 0.2 day units is again created. The oil is finally displaced, but with salted water (with a total salinity of 0.86 g / l and a density of 1030 kg / m ³ ). Both oil and water are pumped during laboratory experiments at a flow rate of 1 ml / min.

По результатам анализа лабораторных экспериментов установили, что при закачке искусственной пластовой воды, концентрация мелкодисперсных глинистых частиц не превышает 10^-3 г/л, а при закачке малосольной воды - составляет 30-50·10^-3 г/л. При этом фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности изменяется с 0,050 д.ед. (при закачке искусственной пластовой воды) до 0,033 д.ед. (при закачке малосольной воды), т.е. уменьшается в 1,5 раза. Соответственно при изменении водонасыщенности керна с начальной до максимальной, фазовая проницаемость по воде, при малосольном заводнении, при каждом значении водонасыщенности меньше в 1,5 раза по сравнению с закачкой пластовой воды.According to the results of the analysis of laboratory experiments, it was found that when injecting artificial formation water, the concentration of fine clay particles does not exceed 10 ^-3 g / l, and when injecting salted water it is 30-50 · 10 ^-3 g / l. In this case, the phase permeability to water with residual oil saturation changes from 0.050 (when injecting artificial formation water) up to 0.033 d.ed. (when salted water is injected), i.e. decreases by 1.5 times. Accordingly, when the core water saturation changes from initial to maximum, the phase permeability in water, with low-salinity flooding, for each water saturation value is 1.5 times less than the injection of produced water.

Далее в выбранную скважину закачивают малосольную (пресную) воду из ближайшего поверхностного источника. Для этого воду предварительно очищают от механических примесей и микроорганизмов. Автотранспортом цистернами доставляют на устье скважины и закачивают с расходом 80 м³/сут в течение пяти суток.Then, salted (fresh) water is pumped into the selected well from the nearest surface source. For this, water is preliminarily purified from mechanical impurities and microorganisms. By trucks, tanks are delivered to the wellhead and pumped at a flow rate of 80 m ³ / day for five days.

Затем скважину пускают в добычу при тех же режимах, что и до закачки, т.е. с забойным давлением 9 МПа. Это давление позволило после недели отбора закачанной воды и частично нефти выйти на следующие показатели по добыче: дебит нефти 11,3 т/сут, жидкости 24,5 т/сут, обводненность 54%.Then, the well is put into production under the same conditions as before injection, i.e. with a bottomhole pressure of 9 MPa. This pressure allowed after a week of sampling the injected water and partially oil to reach the following production indicators: oil production rate of 11.3 tons / day, liquids 24.5 tons / day, water cut of 54%.

Через два года эксплуатации обводненность скважины выросла на 30% относительно обводненности после проведения закачки малосольной воды и составила 54·1,3=70,2%. Цикл закачки малосольной воды повторяют, но объем закачиваемой воды увеличивают не менее чем в 1,5 раза. Таким образом, закачивают воду с расходом 80 м³/сут в течение восьми суток.After two years of operation, the water cut of the well increased by 30% relative to water cut after salted water injection and amounted to 54 · 1.3 = 70.2%. The salted water injection cycle is repeated, but the volume of injected water is increased by at least 1.5 times. Thus, water is pumped at a flow rate of 80 m ³ / day for eight days.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, за это время проводят шесть циклов закачки малосольной воды.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area, during which time six cycles of salted water injection are carried out.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Залежь имеет несколько другие геолого-физические характеристики. Выбирают горизонтальную добывающую скважину с дебитом нефти 2,4 т/сут, жидкости 59 т/сут, обводненностью 93%. Максимальный исторический дебит жидкости скважины составляет 67 т/сут. Скважина располагается в водо-нефтяной зоне. Лабораторные исследования показывают снижение фазовой проницаемости по воде в пять раз при закачке малосольной воды относительно пластовой. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей 5 г/л и плотностью 1080 кг/м³. Закачку малосольной воды на скважине осуществляют в течение десяти суток с начальным расходом 200 м³/сут. Циклы закачки повторяют при росте обводненности скважины на 10% относительно обводненности после проведения очередного цикла закачки и отбора закаченной малосольной воды, при этом объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 3 раза.Example 2. Perform as example 1. The deposit has several other geological and physical characteristics. A horizontal production well with a flow rate of 2.4 tons / day, liquids 59 tons / day, and a water cut of 93% is selected. The maximum historical flow rate of well fluid is 67 tons / day. The well is located in the water-oil zone. Laboratory studies show a five-fold decrease in phase permeability in water when salted water is injected relative to the formation water. As salted use water with a total salinity of 5 g / l and a density of 1080 kg / m ³ . Salted water is pumped into the well for ten days with an initial flow rate of 200 m ³ / day. The injection cycles are repeated when the well water cut is increased by 10% relative to the water cut after the next injection cycle and selection of the pumped salted water, while the volume of pumped salted water in each subsequent cycle is increased by at least 3 times.

В результате разработки участка залежи, который ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто 114,2 тыс. т нефти за 35 лет эксплуатации, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,426 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 100,3 тыс. т нефти за 28 лет эксплуатации ввиду более раннего обводнения скважины, КИН составил 0,374 д.ед. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу - 0,052 д.ед.As a result of the development of the reservoir section, which was limited by watering the production well to 98%, 114.2 thousand tons of oil were produced over 35 years of operation, the oil recovery factor (CIN) was 0.426 units. According to the prototype, ceteris paribus, 100.3 thousand tons of oil was produced over 28 years of operation due to earlier watering of the well, oil recovery factor was 0.374 units. The growth rate of oil recovery by the proposed method is 0.052 units

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery site deposits.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности изоляции водопритока к скважинам и увеличения коэффициента нефтеизвлечения залежи.Application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the efficiency of isolation of water inflow to wells and increasing the oil recovery coefficient of the reservoir.

Claims (1)

Способ снижения водопритока к скважинам, включающий выбор добывающей скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, отличающийся тем, что предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза, в качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л - малосольную воду, плотностью не более 1080 кг/м³, закачку малосольной воды на скважине осуществляют с начальным расходом, превышающим максимальный исторический дебит жидкости данной скважины не менее чем в два раза, закачку ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, циклы закачки малосольной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды, при этом объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 1,5 раза. A method of reducing water inflow to wells, including selecting a producing well, injecting a working agent into it and putting the well into production, characterized in that preliminary laboratory tests are carried out on the core of the formation in question, during which they reveal the possibility of migration of fine clay particles from the pores under the action of the working agent and clogging of the pore channels with them, determined by a decrease in the phase permeability of the collector by water by at least 1.5 times, water with the total salts ineralizatsiey not more than 5 g / l - Salted water density of not more than 1080 kg / m ^3, download salted water in the well is carried out with an initial flow rate greater than the maximum historical liquid rate of the well is not less than twice, injection is carried out in the course of time at least five days, after which the well is put into operation under the same conditions as before the injection, salted water injection cycles are repeated when the well water cut is increased by 10-30% relative to the water cut after the previous injection and selection cycle water, while the volume of salted water injection in each subsequent cycle is increased by at least 1.5 times.