RU2639341C1 - Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов - Google Patents
Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2639341C1 RU2639341C1 RU2017107837A RU2017107837A RU2639341C1 RU 2639341 C1 RU2639341 C1 RU 2639341C1 RU 2017107837 A RU2017107837 A RU 2017107837A RU 2017107837 A RU2017107837 A RU 2017107837A RU 2639341 C1 RU2639341 C1 RU 2639341C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reagent
- suspension
- injection
- water
- permeability
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 40
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 13
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000035800 maturation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 9
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000005070 ripening Effects 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 101001086872 Hydrogenobacter thermophilus (strain DSM 6534 / IAM 12695 / TK-6) Phosphoserine phosphatase 1 Proteins 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом за счет дополнительной добычи нефти, снижения и/или стабилизации темпов роста обводненности. По способу предусматривают закачку в пласт водной суспензии предварительно сшитого полимера – ПСП. Для этого подбирают марку ПСП и технологические параметры обработки с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик объекта. На скважине готовят начальную суспензию ПСП путем смешивания, по меньшей мере, двух объемов воды и одного объема реагента, представляющего собой частицы с исходным размером от 0,1 до 10 мм. После созревания в течение не более 120 минут полученную суспензию перемешивают в емкости с водой и закачивают в нагнетательную скважину в рабочей концентрации 0,1-0,5%. Суспензию частиц реагента во время закачки поддерживают во взвешенном состоянии. Одновременно с этим предотвращают фильтрацию частиц реагента в низкопроницаемую часть коллектора вследствие исходных размеров частиц реагента и их последующего набухания. Диапазон порогового значения проницаемости, ниже которого реагент в пласт не фильтруется, допускают от 200 до 500 мД в зависимости от начальной фракции и величины набухания. Концентрацию реагента регулируют в зависимости от давления закачки реагента. 5 з.п. ф-лы, 7 ил., 1 табл.
Description
Область техники
Изобретение относится к области геологии и разработки месторождений.
Уровень техники
Известен способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2043494, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138, опубл. 10.09.1995 г.). В качестве дисперсных частиц используют древесную муку.
Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная недостаточной водоизолирующей способностью из-за быстрого его размыва нагнетаемой водой, а также ограниченной степенью проникновения реагента в пласт, что не позволяет снижать подвижность воды в удаленных зонах.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, согласно которому в пласт закачивают в виде первой оторочки дисперсию гель-частиц в водном растворе полимера, а в виде второй оторочки закачивают водный раствор полимера и соли поливалентного металла (патент РФ №2299319, МПК Е21В 43/22).
Способ недостаточно эффективен из-за того, что в качестве дисперсных гель-частиц предложено использовать промышленно выпускаемые водопоглощающие полимеры акрилиамида, не растворимые в воде. Для указанного класса полимеров характерна сильная зависимость степени набухания от минерализации, и в водах с минерализацией более 10 г/л эти полимеры практически не набухают и соответственно не образуют гель-частиц.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2090746, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1997 г.). В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диамитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок.
Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за низких значений остаточного фактора сопротивления и ограниченной степени проникновения реагента в пласт, не позволяющей снижать подвижность воды в удаленных зонах.
Использование водорастворимых полимеров для решения задач снижения проницаемостной неоднородности имеет ряд существенных недостатков: низкая селективность – гелеобразующий агент попадает во все интервалы, включая нефтенасыщенные; отсутствие эффекта повышения фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых зонах в коллекторах с высокой контрастностью по проницаемости и/или наличием зон трещиноватости.
Использование водорастворимых полимеров для решения задач снижения проницаемостной неоднородности для случаев с высокоминерализованной водой неэффективно из-за ухудшения реологических свойств, а также ограничено верхним пределом пластовой температуры, до 90°С.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт гель-дисперсной системы (ГДС) для изоляции существующей системы техногенных трещин и высокопроводящих каналов в призабойной зоне и затем закачку сшитой полимерной системы (СПС) для регулирования профиля приемистости и фильтрационных потоков в неоднородных поровых и трещиновато-поровых пластах со стороны нагнетательных скважин (заявка на изобретение №2008134827/03, МПК Е21В 43/22, публикация 27.02.2010).
Недостатком данного способа является низкая эффективность изоляции разных по проницаемости трещиноватых каналов из-за невысокой дисперсности гелевых частиц, получаемых в процессе закачки полимерной композиции на воде одной минерализации.
Как показывает анализ уровня техники общепринятым подходом при реализации аналогов, является использование фиксированного объема реагента для каждой скважины или «условное» деление на метр мощности, что не учитывает геологические особенности пласта, фактические данные по работе скважины, проведенные на ней исследования. Такие крупномасштабные особенности, как трещины и высокорпроницаемые зоны, негативно сказываются на однородности процесса вытеснения. Через систему трещин и высокопроницаемых зон вода быстро достигает добывающих скважин и не вытесняет нефть из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. Для эффективной разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом необходимо постоянно управлять потоками воды и перенаправлять их в нефтенасыщенные зоны. В известных способах не предусмотрено управление потоками закачиваемой воды.
Раскрытие изобретения
Целью настоящего изобретения является создание эффективного способа разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом.
Технический результат заключается в повышении эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом, выраженном в получении дополнительной добычи нефти, снижении и/или стабилизации темпов роста обводненности, увеличении текущего и конечного коэффициента извлечения нефти (КИН), темпов отбора нефти, росте давления на стадии закачки суспензии предварительно сшитого полимера ПСП (PPG) и его сохранения после закачки, снижение непроизводительной закачки воды в нагнетательных скважинах.
Суть предлагаемого решения заключается в закачке однокомпонентного состава, образующего набухшие гель частицы в присутствии воды, без протекания химических реакций с предварительным расчетом технологических параметров обработки и технологической эффективности. Способ позволяет управлять потоками воды и перенаправлять их в нефтенасыщенные зоны не только в околопризабойной зоне скважин, но и в межскважинном пространстве.
Технический результат достигается благодаря тому, на первом этапе подбирают марку ПСП (PPG) и технологические параметры обработки с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик объекта, после чего на скважине готовят начальную суспензию ПСП (PPG) путем смешивания, по меньшей мере, двух объемов воды и одного объема реагента, представляющего собой частицы предварительно сшитого полимера с исходным размером частиц от 0,1 до 10 мм; после созревания начальная суспензия направляется в емкость для перемешивания, где смешивается с водой в концентрациях 0,1-0,5% и с помощью насосных агрегатов типа АЦН (ЦА)-320 и СИН-32 закачивается в нагнетательную скважину, при этом суспензия частиц реагента во время закачки поддерживается во взвешенном состоянии, либо специальным насосным оборудованием, позволяющим создать необходимый турбулентный поток во всем объеме используемой емкости, либо с использованием лопастных мешалок, для создания турбулентного режима в объеме используемой емкости. В качестве емкости также можно использовать технологические емкости, входящие в комплект АЦН (ЦА)-320 или СИН-32.
Все признаки указанного выше способа являются существенными и находятся в причинно-следственной связи с техническим результатом.
Краткое описание чертежей
Фиг.1. Слоистые модели, представляющие собой неоднородный пласт в виде серии гидродинамически изолированных слоев, каждый из которых характеризуется своим значением толщины, пористости и проницаемости, изменяющимися в пространственных координатах;
Фиг.2. Логнормальное распределение проницаемости по толщине пласта.
Фиг.3. Геолого-гидродинамическая модель (ГДМ) на основе ГФХ объекта после адаптации по фактической истории разработки;
Фиг.4. Проектирование технологии.
Фиг.5. Сравнительный анализ технологий: сшитые полимерные системы, гель дисперсные системы, ПСП (PPG);
Фиг.6. Профиль приемистости до и после закачки ПСП (PPG);
Фиг.7. Результаты исследований для разных контрастов между проницаемостью слоя К1 и К2;
Осуществление изобретения
Одним из важных условий реализации предлагаемого способа является качественный подбор технологических параметров закачиваемой оторочки, влияющей на параметры призабойной и удаленной зоны коллектора применительно к каждой нагнетательной скважине на участке воздействия.
Для этого для участка нефтяного пласта, где предполагается проводить обработку реагентом ПСП (PPG), проводят комплекс проектных работ, включающих:
- анализ разработки объекта на основе статических данных (свойств коллектора) и динамических данных (параметры разработки) с целью определения иерархии скважин, характеризующихся наличием и степенью связи по пласту, определения иерархии скважин по степени неоднородности;
- анализ данных по проведенным ранее исследованиям скважин: геофизические исследования потокометрии и термометрии с целью анализа данных по профилям приемистости нагнетательных скважин и профилям притока добывающих скважин, данные гидродинамических исследований с целью анализа установленных связей в системе нагнетательных и добывающих скважин, определения времени реагирования добывающей скважины на закачку в нагнетательную скважину, трассерные исследования межскважинного пространства с целью анализа фильтрационно–емкостных параметров коллектора, наличия связей в системе нагнетательных и добывающих скважин;
- исследования ПСП (PPG) с фактическими растворителями с целью принятия решений, адекватных условиям исследуемого объекта добычи нефти. При этом под адекватными решениями понимаются решения, обеспечивающие необходимый уровень технологических параметров: требуемые характеристики ПСП (PPG) (степень дисперсности, степень набухания, модуль упругости максимально набухшего ПСП), требуемые параметры рабочей суспензии (объем оторочки). Параметры могут корректироваться при проведении закачки исходя из результата по величине давления;
- проведение технико-экономического анализа с целью выбора состава для получения оптимального технологического (дополнительная добыча нефти) и экономического эффекта (индекс доходности PI, дисконтированный поток наличности NPV).
Предлагаемый алгоритм по подбору технологических параметров обработок учитывает индивидуальные особенности обрабатываемого объекта и основывается на моделировании стратиграфического неоднородного по проницаемости коллектора с использованием исходной информации, включая геолого-физические характеристики (ГФХ) коллектора, данные по фактической разработки объекта, данные по проведенным геолого-промысловым исследованиям.
Алгоритм использует слоистые модели, представляющие собой неоднородный пласт в виде серии гидродинамически изолированных слоев, каждый из которых характеризуется своим значением толщины, пористости и проницаемости, изменяющимися в пространственных координатах – Фиг.1. Коллектор характеризуется логнормальным распределением проницаемости по толщине пласта – Фиг.2. Жидкости считаются несжимаемыми, гравитационные и капиллярные силы не учитываются, вытеснение поршневое.
Расчет проводится для каждого участка нефтяного пласта, где предполагается проводить обработку реагентом ПСП (PPG), с адаптацией модели по фактическим показателям разработки скважины, входящим в участок – Фиг.3. и последующим прогнозом технологической эффективности – Фиг.4.
На Фиг.3. приведена геолого-гидродинамическая модель (ГДМ) на основе ГФХ объекта после адаптации по фактической истории разработки. 1 – проектный КИН, 2 – проектный коэффициент вытеснения нефти, 3 – ГДМ без адаптации, 4 – точка на последнюю фактическую дату, 5 – ГДМ после адаптации, 6 – фактические точки, 7 - точка на последнюю фактическую дату.
На основании полученных данных о контрасте проницаемостей промытой высокопроницаемой зоны и нефтенасыщенной низкопроницаемой зоны, раскрытости трещин, граничном значении проницаемости между промытыми интервалами и нефтенасыщенными интервалами вытеснения нефти, делают вывод о строении пласта, степени его неоднородности. В соответствии с этими данными подбирают марку и объем оторочки ПСП (PPG).
Такой предварительный расчет позволяет снизить риски неэффективных обработок, правильно подобрать объемы композиции с целью достижения максимального технологического и экономического эффекта, снизить непроизводительный расход реагента.
ПСП (PPG) полимер представляет собой однокомпонентный реагент, образующий гель частицы, в присутствии воды, без протекания химических реакций. Отсутствие других компонент гарантирует образование требуемых структур при закачке в пласт больших объемов реагента.
Приготовление начальной суспензии осуществляется непосредственно на скважине путем смешивания реагента с водой в соотношении, по меньшей мере, 2-х объемов воды и 1-го объема реагента ПСП (PPG) в зависимости от конкретных условий и задач, свойств воды и марки ПСП (PPG).
Исходный размер частиц реагента от 0,1 до 10 мм. В зависимости от размера частиц используют следующие марки ПСП (PPG) (Табл. 1):
| Марка ПСП | Размер частиц |
| ПСП-1 | 0,1-1 мм |
| ПСП-3 | 1-3 мм |
| ПСП-5 | 3-5 мм |
| ПСП-10 | 5-10 мм |
Выбор марки ПСП (PPG) определяют исходя из рассчитанных показателей неоднородности пласта: контраста проницаемостей промытой высокопроницаемой зоны и нефтенасыщенной низкопроницаемой зоны, раскрытости трещин, граничное значение проницаемости между промытыми интервалами и нефтенасыщенными интервалами вытеснения нефти, а также исходя от значений минерализации закачиваемой и пластовой вод. Причем, чем выше неоднородность пласта и минерализация вод, тем большие размеры частиц ПСП (PPG) необходимо выбирать.
При попадании в воду частицы начинают активно впитывать в себя воду, увеличиваясь в размере от 2 до 15 раз. Согласно лабораторным данным, степень набухания при 120°С (раз) через 1 час при минерализации растворителя соответственно 10 г/л и 100 г/л: (4,4), (2,3); через 72 часа: (7,6), (5,6). Время созревания составляет от 30 до 120 минут.
ПСП (PPG) характеризуется ограниченной степенью влияния минерализации на степень набухания в пределах 30% при десяти кратном увеличении минерализации и отсутствием термодеструкции в пределах пластовых температур до 120°С.
После созревания необходимое количество реагента, определенного при проектировании, закачивается в скважину с помощью насосного агрегата АЦН (ЦА)-320 и СИН-32 в рабочей концентрации 0,1-0,5%.
Суспензия частиц реагента во время закачки поддерживается во взвешенном состоянии специальным насосным оборудованием, позволяющим создать необходимый турбулентный поток во всем объеме используемой емкости, превышающий скорость оседания частиц, с учетом фракции и степени набухания, либо с использованием лопастных мешалок, для создания турбулентного режима в объеме используемой емкости. В качестве емкости также могут использоваться технологические емкости, входящие в комплект АЦН (ЦА)-320 или СИН-32.
Концентрация реагента при закачке зависит от давления сопротивления при прохождении реагента перфорационных отверстий и функции роста давления по мере заполнения трещин и/или высокопроницаемых зон. Постепенный рост давления означает увеличение сопротивления в трещине и/или высокопроницаемой зоне по мере ее заполнения реагентом и переходами потока в другие зоны с проницаемостью ниже. В случае приближения давления закачки к максимальному, концентрация снижается до уровня, позволяющего продолжить закачку реагента, либо осуществляется временный переход на закачку воды с целью продвижения закаченного реагента вглубь пласта с последующим возвращением к закачке на минимальной концентрации и продолжением закачки по описанной выше схеме до закачки запланированного количества реагента в полном объеме.
Реагент способен проникать избирательно в трещины и высокопроницаемую матрицу за счет изначально относительно крупных размеров частиц с последующим их накоплением и уплотнением в трещине и/или высокопроницаемой матрице. По мере заполнения трещины увеличивается градиент давления, что приводит к перераспределению потоков композиции в следующую высокопроницаемую зону (менее высокопроницаемую относительно предыдущей). Таким образом, достигается высокая селективность обработки.
Согласно лабораторным данным набухшая частица не фильтруется в низкопроницаемую часть коллектора даже при больших величинах градиента давления, что исключает повреждение нефтенасыщенной части коллектора. Диапазон порогового значения проницаемости, ниже которого реагент в пласт не фильтруется, составляет от 200 до 500 мД в зависимости от начальной фракции и величины набухания.
Для приготовления и закачки ПСП (PPG) нет необходимости использовать специализированное оборудование типа КУДР, что позволяет при реализации изобретения использовать широко применяемое специальное оборудование – СИН-32, АЦН (ЦА)-320.
Сравнительный анализ предлагаемого изобретения с применяемыми на настоящий момент технологиями: сшитые полимерные системы, гель-дисперсные системы представлен на фиг. 5. Преимущество настоящего изобретения в том, что предложенный способ:
- не ограничен временем гелеобразования, не ограничен временем набухания, т.к. набухшие гель-частицы деформируются под давлением, не слипаются и постоянно сохраняют свою подвижность в пласте, что позволяет им проникать в отдаленные зоны пласта, тем самым увеличивая эффективность технологии;
- обеспечивает повышение фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых слоях в призабойной зоне скважин и в межскважинном пространстве, при этом, не повреждая низкопроницаемую нефтенасыщенную часть коллектора, за счет чего достигается высокая селективность обработки (фиг.6);
- обеспечивает повышение фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых зонах для коллекторов с наличием зон трещиноватости и высокими контрастами проницаемости (фиг.7), в том числе и для случаев, характеризующихся наличием внутрипластовых перетоков между слоями с высокой и низкой проницаемостью;
- не ограничен по эффективному применению для случаев с высокой минерализацией пластовой и/или закачиваемой воды, может применяться в условиях высоких пластовых температур до 120°С;
- обеспечивает возможность задания требуемого уровня коэффициента приемистости после закачки реагента, путем подбора параметров технологии.
- обеспечивает длительное время эффекта, поскольку ПСП (PPG) гарантированно сохраняет свои свойства в пластовых условиях более 1 года.
Claims (6)
1. Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов, включающий закачку в пласт водной суспензии предварительно сшитого полимера - ПСП, отличающийся тем, что подбирают марку ПСП и технологические параметры обработки с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик объекта, после чего на скважине готовят начальную суспензию ПСП путем смешивания, по меньшей мере, двух объемов воды и одного объема реагента, представляющего собой частицы с исходным размером от 0,1 до 10 мм, после созревания в течение не более 120 минут полученную суспензию перемешивают в емкости с водой и закачивают в нагнетательную скважину в рабочей концентрации 0,1-0,5%, при этом суспензию частиц реагента во время закачки поддерживают во взвешенном состоянии, одновременно с этим предотвращают фильтрацию частиц реагента в низкопроницаемую часть коллектора вследствие исходных размеров частиц реагента и их последующего набухания, при этом диапазон порогового значения проницаемости, ниже которого реагент в пласт не фильтруется, допускают от 200 до 500 мД в зависимости от начальной фракции и величины набухания, концентрацию реагента регулируют в зависимости от давления закачки реагента.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ПСП принимают в виде однокомпонентного реагента с широким фракционным составом от 0,1 до 10 мм с ограниченной степенью набухания от 2 до 15, с ограниченной степенью влияния минерализации на степень набухания в пределах 30% при десятикратном увеличении минерализации и отсутствием термодеструкции в пределах пластовых температур до 120°С;
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что реагент закачивают в скважину с помощью насосного агрегата ЦА-320 или СИН-32.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что суспензию частиц реагента во время закачки поддерживают во взвешенном состоянии насосным оборудованием, позволяющим создать необходимый турбулентный поток во всем объеме используемой емкости, либо с использованием лопастных мешалок для создания турбулентного режима в объеме используемой емкости.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве емкости для смешивания реагента с водой используют технологические емкости, входящие в комплект ЦА-320 или СИН-32.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрацию реагента регулируют в зависимости от давления закачки реагента так, что в случае приближения давления закачки к максимальному концентрацию снижают до уровня, позволяющего продолжить закачку реагента, либо осуществляют временный переход на закачку воды с последующим возвращением к закачке на минимальной концентрации.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017107837A RU2639341C1 (ru) | 2017-03-10 | 2017-03-10 | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017107837A RU2639341C1 (ru) | 2017-03-10 | 2017-03-10 | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2639341C1 true RU2639341C1 (ru) | 2017-12-21 |
Family
ID=63857246
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017107837A RU2639341C1 (ru) | 2017-03-10 | 2017-03-10 | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2639341C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA034659B1 (ru) * | 2019-03-28 | 2020-03-03 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Иско" | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
| RU2721619C1 (ru) * | 2019-06-13 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2729652C1 (ru) * | 2019-12-30 | 2020-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "НефтеПром Сервис" | Способ разработки нефтяного пласта |
| CN111950755A (zh) * | 2019-05-16 | 2020-11-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 直井氮气泡沫聚合物凝胶辅助过热蒸汽吞吐参数优化方法 |
| RU2744686C2 (ru) * | 2019-05-23 | 2021-03-15 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Композиция, способ и реагент для нефтедобычи |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4018286A (en) * | 1975-11-06 | 1977-04-19 | Phillips Petroleum Company | Controlled well plugging with dilute polymer solutions |
| RU2136867C1 (ru) * | 1998-04-07 | 1999-09-10 | НГДУ "Иркеннефть" | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2167281C2 (ru) * | 1999-08-04 | 2001-05-20 | Швецов Игорь Александрович | Способ разработки неоднородного пласта |
| RU2340638C2 (ru) * | 2002-05-16 | 2008-12-10 | Ленксесс Инк. | Эластомерная полимерная композиция для получения формованных частей амортизирующего и/или изолирующего устройства и ее использование |
| RU2008134827A (ru) * | 2008-08-25 | 2010-02-27 | Елена Александровна Румянцева (RU) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2500711C2 (ru) * | 2008-04-21 | 2013-12-10 | Налко Компани | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения |
-
2017
- 2017-03-10 RU RU2017107837A patent/RU2639341C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4018286A (en) * | 1975-11-06 | 1977-04-19 | Phillips Petroleum Company | Controlled well plugging with dilute polymer solutions |
| RU2136867C1 (ru) * | 1998-04-07 | 1999-09-10 | НГДУ "Иркеннефть" | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2167281C2 (ru) * | 1999-08-04 | 2001-05-20 | Швецов Игорь Александрович | Способ разработки неоднородного пласта |
| RU2340638C2 (ru) * | 2002-05-16 | 2008-12-10 | Ленксесс Инк. | Эластомерная полимерная композиция для получения формованных частей амортизирующего и/или изолирующего устройства и ее использование |
| RU2500711C2 (ru) * | 2008-04-21 | 2013-12-10 | Налко Компани | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения |
| RU2008134827A (ru) * | 2008-08-25 | 2010-02-27 | Елена Александровна Румянцева (RU) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA034659B1 (ru) * | 2019-03-28 | 2020-03-03 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Иско" | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
| CN111950755A (zh) * | 2019-05-16 | 2020-11-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 直井氮气泡沫聚合物凝胶辅助过热蒸汽吞吐参数优化方法 |
| CN111950755B (zh) * | 2019-05-16 | 2024-05-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 直井氮气泡沫聚合物凝胶辅助过热蒸汽吞吐参数优化方法 |
| RU2744686C2 (ru) * | 2019-05-23 | 2021-03-15 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Композиция, способ и реагент для нефтедобычи |
| RU2721619C1 (ru) * | 2019-06-13 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2729652C1 (ru) * | 2019-12-30 | 2020-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "НефтеПром Сервис" | Способ разработки нефтяного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2639341C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов | |
| CN105952427B (zh) | 一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法 | |
| Wang et al. | Experimental investigation on the filtering flow law of pre-gelled particle in porous media | |
| Vega et al. | Water shut-off polymer systems: Design and efficiency evaluation based on experimental studies | |
| Karimi et al. | Identification and selection of a stable gel polymer to control or reduce water production in gas condensate fields | |
| Elsharafi et al. | Effect of back pressure on the gel pack permeability in mature reservoir | |
| Qiu et al. | Lessons learned from applying particle gels in mature oilfields | |
| Galkin et al. | Developing features of the near-bottomhole zones in productive formations at fields with high gas saturation of formation oil | |
| CN208137906U (zh) | 一种暂堵转向性能评价用真三轴试验装置 | |
| Castro-García et al. | Colloidal dispersion gels (CDG) to improve volumetric sweep efficiency in waterflooding processes | |
| Shagiakhmetov et al. | Development of water-shutoff composition on the basis of carboxymethyl cellulose for fractured and fractured-porous oil and gas reservoirs | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| RU2547850C2 (ru) | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки (бско) добывающих скважин в карбонатных коллекторах | |
| WO2017086906A1 (en) | Scheduling treatment fluid placement and fluid diversion in a subterranean formation | |
| US11920446B2 (en) | Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| Akhmetzhan et al. | A review study on an integrated method for solving problems associated with the re-development of waterflooded fields | |
| RU2608137C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2273728C1 (ru) | Способ доразработки нефтяного месторождения (варианты) | |
| RU2496818C2 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
| RU2494243C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| CN114200083B (zh) | 化学剂驱油全流程物理模拟装置及方法 | |
| RU2617820C2 (ru) | Способ определения максимальной длины горизонтального ствола в условиях каверново-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2729652C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта |