RU2351754C1

RU2351754C1 - Method of oil deposit development

Info

Publication number: RU2351754C1
Application number: RU2007129308/03A
Authority: RU
Inventors: Юрий Викторович Лукьянов (RU); Юрий Викторович Лукьянов; Анатолий Васильевич Шувалов (RU); Анатолий Васильевич Шувалов; Светлана Авфасовна Курмакаева (RU); Светлана Авфасовна Курмакаева; Константин Геннадьевич Русских (RU); Константин Геннадьевич Русских
Original assignee: Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть")
Priority date: 2007-07-30
Filing date: 2007-07-30
Publication date: 2009-04-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention refers to oil and gas industry, particularly to methods of development of non-uniform oil reservoir. According to the method of oil deposit development biological surface active substance - bioSAS "КШАС-М" and liquid glass are pumped simultaneously, then they are forced through with a fringe of fresh water, then solution of lignosulphonate and water solution of salts of multivalent metals are pumped together, in case of presence of reservoir water of calcium-chloride type with combined contents of salts above 200 g/l water solution of salts of multivalent metals is not pumped.

EFFECT: increased efficiency of oil deposit development under conditions of reservoirs with non-uniform permeability at the late stage of reservoir development under conditions of low mineralisation of reservoir waters.

1 tbl, 4 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью увеличения нефтеотдачи.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing a heterogeneous oil reservoir in order to increase oil recovery.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, в котором для вытеснения нефти используют смесь биологического поверхностного вещества биоПАВ КШАС-М и продукта биотехнологического синтеза, содержащего не менее 40% сырого протеина, и продавливают в пласт минерализованной водой (патент РФ №2143549, Е21В 43/22, 1997).A known method of developing oil fields, in which for the displacement of oil using a mixture of the biological surface substance bioavailable KSHAS-M and a biotechnological synthesis product containing at least 40% crude protein, and push into the reservoir with mineralized water (RF patent No. 2143549, ЕВВ 43/22, 1997).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в процессе нефтевытеснения, т.к. обладая невысокой вязкостью, дает небольшой охват пласта заводнением.However, this technical solution is not effective enough in the process of oil displacement, because having a low viscosity, gives a small coverage of the formation by water flooding.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку водного раствора полиакриламида с силикатом натрия и солевого раствора, содержащего водный раствор смеси хлористого кальция и технического лигносульфоната (Пат. РФ №2127802, Е21В 43/22, 1999).A known method of developing oil fields, including the sequential injection of an aqueous solution of polyacrylamide with sodium silicate and a saline solution containing an aqueous solution of a mixture of calcium chloride and technical lignosulfonate (US Pat. RF No. 2127802, E21B 43/22, 1999).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие низкого остаточного фактора сопротивления.This method is not effective enough due to the low residual resistance factor.

Наиболее близким аналогом (прототипом) является «Способ разработки нефтяного месторождения» (Пат. РФ №2136869, 1999), включающий закачку биологического поверхностно-активного вещества - биоПАВ КШАС-М и жидкого стекла.The closest analogue (prototype) is the "Method for the development of an oil field" (Pat. RF №2136869, 1999), including the injection of a biological surfactant - bio-surfactant KSHAS-M and liquid glass.

Недостатком этого способа является малая эффективность его действия из-за недостаточной прочности образующегося геля в водах с низкой минерализацией.The disadvantage of this method is the low efficiency of its action due to the insufficient strength of the resulting gel in waters with low salinity.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод с низкой минерализацией.The objective of the invention is to increase the efficiency of the method of developing an oil field in conditions of heterogeneous permeability of formations at a late stage of their development in the conditions of formation water with low salinity.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и жидкого стекла, биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и жидкое стекло закачиваются одновременно, реагенты продавливают в пласт оторочкой пресной воды, затем совместно закачивают раствор лигносульфоната и водный раствор солей многовалентных металлов, в случае пластовых вод хлоркальциевого типа с общим содержанием солей свыше 200 г/л водный раствор солей многовалентных металлов не закачивают.The problem is solved in that in the method of developing an oil field, which includes injecting the biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and liquid glass, the biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and liquid glass are pumped simultaneously, the reagents are pressed into the reservoir with a rim of fresh water, then a lignosulfonate solution and an aqueous solution of salts of multivalent metals are injected together, in the case of formation water of calcium-chloride type with a total salt content of over 200 g / l, an aqueous solution of multivalent metal is not pumped into it.

БиоПАВ КШАС-М по ТУ 9296-015-00479770-2000 представляет собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. Растворы биоПАВ КШАС-М обладают способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) Е₂₄ до 60-80% (E₂₄ - устойчивость эмульсии в течение 24 часов). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т.е. технологии с применением биоПАВ экологически безопасны.Bio-surfactant KShAS-M according to TU 9296-015-00479770-2000 is a natural composition of bio-surfactant of a glycolipid nature, produced by the microorganism culture Pseudomonas aeruginosa S-7. KSHAS-M bio-surfactant solutions have the ability to reduce the surface tension of water to 30 mN / m, as well as high emulsifying activity (liquid paraffins, oil, oils) E ₂₄ to 60-80% (E ₂₄ is the stability of the emulsion for 24 hours). Their main advantage is biodegradability or the ability to completely decompose under natural reservoir conditions, i.e. bio-surfactant technologies are environmentally friendly.

Товарная форма жидкого стекла по ГОСТ 13078-81 с массовой долей двуокиси кремния 24,6-31,6% и плотностью 1,36-1,5 г/см³.The commodity form of liquid glass according to GOST 13078-81 with a mass fraction of silicon dioxide of 24.6-31.6% and a density of 1.36-1.5 g / cm ³ .

В качестве лигносульфоната могут быть использованы «Лигносульфонаты технические жидкие» (ЛСТ) марки А - отход целлюлозно-бумажной промышленности, выпускается в соответствии с ТУ-13-0281036-029-94. Также можно использовать «Лигносульфонаты технические порошкообразные» (ЛСТП) ТУ 2455-002-00281039-00.As the lignosulfonate can be used "Technical liquid lignosulfonates" (LST) grade A - waste from the pulp and paper industry, is produced in accordance with TU-13-0281036-029-94. You can also use "Technical powder lignosulfonates" (LSTP) TU 2455-002-00281039-00.

В качестве водного раствора солей многовалентных металлов может быть использован алюмохлорид, представляющий собой жидкость светло-желтого цвета с зеленоватым оттенком с незначительным осадком. Алюмохлорид выпускается в соответствии с ТУ 2152-013-56856807-2002. Также можно использовать кальций хлористый технический ГОСТ 450-77 или магний хлористый технический (бишофит) ГОСТ 7759-73.As an aqueous solution of salts of multivalent metals, aluminum chloride can be used, which is a light yellow liquid with a greenish tint with a slight precipitate. Alumochloride is produced in accordance with TU 2152-013-56856807-2002. You can also use calcium chloride technical GOST 450-77 or magnesium chloride technical (bischofite) GOST 7759-73.

При закачке жидкое стекло обеспечивает химическое взаимодействие с молекулами рамнолипидов биоПАВ КШАС-М и ионами многовалентных металлов минерализованной воды или солей многовалентных металлов. Лигносульфонаты служат связующим материалом компонентов гелеобразующей системы. В результате этого взаимодействия образуется малорастворимый гель, который эффективно снижает водопроницаемость промытых зон и повышает охват пласта заводнением, в том числе и в условиях пластовых вод с низкой минерализацией.When injected, liquid glass provides chemical interaction with the molecules of ramnolipids bio-surfactants KSHAS-M and multivalent metal ions of mineralized water or multivalent metal salts. Lignosulfonates serve as a binder for the components of the gelling system. As a result of this interaction, a poorly soluble gel is formed, which effectively reduces the water permeability of the washed zones and increases the coverage of the formation by water flooding, including in the conditions of formation waters with low salinity.

Эффективность использования предлагаемого способа разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта определялась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи. Для этого была использована модель неоднородного пласта. При физическом моделировании модель состоит из двух гидродинамически несвязанных пропластков, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,6 м, диаметр 3,0·10^-2 м. Пористой средой служил молотый кварцевый песок.The effectiveness of using the proposed method for the development of an irrigated heterogeneous oil reservoir was determined by the residual resistance factor and an increase in the oil recovery coefficient. For this, a heterogeneous reservoir model was used. In physical modeling, the model consists of two hydrodynamically unbound interlayers, which are metal columns filled with a porous medium. Interlayers have a common entrance for pumping liquids. The length of the interlayers is 0.6 m, diameter 3.0 · 10 ^-2 m. Ground quartz sand served as a porous medium.

Методика эксперимента заключалась в следующем. Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели - пропластки после предварительного вакуумирования насыщались пластовой водой с последующим вытеснением ее нефтью. Количество связанной воды, нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Эксперименты проводили в режиме постоянного расхода нагнетаемой жидкости (~20 см³/ч) при температуре 25°С.The experimental technique was as follows. To create bound water in a porous medium and initial oil saturation of the model, the interlayers were saturated with formation water after preliminary evacuation, followed by its displacement with oil. The amount of bound water and oil in a porous medium was determined by the volumetric weight method. The experiments were carried out in a constant flow rate of injected fluid (~ 20 cm ³ / h) at a temperature of 25 ° C.

Затем проводили первичное заводнение до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик, наступающей после достижения 100% обводненности продукции высокопроницаемого пропластка. Степень обводненности продукции, извлекаемой из модели пласта в целом, достигалась путем подбора соотношения проницаемости пропластков. После закачивания реагентов процесс заводнения возобновился. Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице.Then, primary flooding was carried out to a certain oil saturation and stabilization of the filtration characteristics, which occurs after reaching 100% water cut in the production of a highly permeable layer. The degree of water cut of the products extracted from the reservoir model as a whole was achieved by selecting the ratio of the permeability of the layers. After injection of the reagents, the waterflooding process resumed. The results of the study of the process of oil displacement using the method are shown in the table.

Пример 1 (прототип).Example 1 (prototype).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.), затем подают оторочку, состоящую из биополимера и биоПАВ КШАС-М при соотношении компонентов 1:1 в количестве 0,4 п.о., и следом закачивают оторочку жидкого стекла в количестве 0,04 п.о. Закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.) и останавливают фильтрацию на 24 часа. Затем возобновляли фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Остаточный фактор сопротивления - 12,3. Прирост нефтеотдачи - 8,4%.A rim of fresh water (0.05 bp) is pumped into the reservoir model, then a rim consisting of a biopolymer and bio-surfactant KSHAS-M is fed with a ratio of components 1: 1 in an amount of 0.4 bp, and then a rim of liquid is pumped glass in an amount of 0.04 bp A rim of fresh water (0.05 bp) is pumped in and filtration is stopped for 24 hours. Then, filtration with mineralized water was resumed to stabilize the pressure drop and complete watering of the liquid samples. The residual resistance factor is 12.3. Oil recovery growth - 8.4%.

Пример 2 (предлагаемый способ).Example 2 (the proposed method).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.), затем одновременно биоПАВ КШАС-М (80%) и жидкое стекло (20%) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Далее закачивают одновременно лигносульфонат технический (ЛСТ) (50%) и алюмохлорид (50%) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пластовой водой, минерализация 40 г/л (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию "на выдержку" - 16-24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления - 40,2. Прирост нефтеотдачи 19%.A rim of fresh water (0.05 bp) is pumped into the reservoir model, then simultaneously bio-surfactant KSHAS-M (80%) and liquid glass (20%) - 0.2 bp. The reagents are pushed with fresh water (0.05 bp). Then, technical lignosulfonate (LST) (50%) and aluminochloride (50%) are simultaneously pumped - 0.2 bp The reagents are pushed with formation water, mineralization 40 g / l (0.05 bp). Stop filtration "on exposure" - 16-24 hours. Then resume the experience. The residual resistance factor is 40.2. Oil recovery growth of 19%.

Пример 3 (предлагаемый способ).Example 3 (the proposed method).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.), затем одновременно биоПАВ КШАС-М (80%) и жидкое стекло (20%) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Далее закачивают одновременно лигносульфонат технический (ЛСТ) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пластовой водой, минерализация 380 г/л (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию "на выдержку" - 16-24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления - 38,9. Прирост нефтеотдачи 17,5%.A rim of fresh water (0.05 bp) is pumped into the reservoir model, then simultaneously bio-surfactant KSHAS-M (80%) and liquid glass (20%) - 0.2 bp. The reagents are pushed with fresh water (0.05 bp). Then, technical lignosulfonate (LST) is pumped simultaneously - 0.2 bp The reagents are pushed with formation water, mineralization 380 g / l (0.05 bp). Stop filtration "on exposure" - 16-24 hours. Then resume the experience. The residual resistance factor is 38.9. Oil recovery growth of 17.5%.

Пример 4 (предлагаемый способ).Example 4 (the proposed method).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.), затем одновременно биоПАВ КШАС-М (80%) и жидкое стекло (20%) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Далее закачивают оторочку, состоящую из 20%-ного водного раствора лигносульфоната технического порошкообразного (ЛСТП) (50% к объему оторочки) и 20%-ного водного раствора кальция хлористого технического (50% к объему оторочки) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пластовой водой, минерализация 40 г/л (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию "на выдержку" - 16-24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления - 39,4. Прирост нефтеотдачи 18,9%.A rim of fresh water (0.05 bp) is pumped into the reservoir model, then simultaneously bio-surfactant KSHAS-M (80%) and liquid glass (20%) - 0.2 bp. The reagents are pushed with fresh water (0.05 bp). Next, a rim is injected, consisting of a 20% aqueous solution of technical powdery lignosulfonate (LSTP) (50% by volume of the rim) and a 20% aqueous solution of calcium chloride technical (50% by volume of the rim) - 0.2 bp The reagents are pushed with formation water, mineralization 40 g / l (0.05 bp). Stop filtration "on exposure" - 16-24 hours. Then resume the experience. The residual resistance factor is 39.4. The increase in oil recovery is 18.9%.

ТаблицаTable Результаты фильтрационных опытовThe results of filtration experiments № опытаExperience number Проницаемость, мкм² Permeability, μm ² Последовательность закачивания реагентовReagent injection sequence Объем оторочки, п.о.The volume of the rim, bp Остаточный фактор сопротивленияResidual Resistance Factor Прирост нефтеотдачи, %Oil recovery growth,% 1 (прототип)1 (prototype) НПП^* - 0,27NPP ^* - 0.27 Пресная водаFresh water 0,050.05 ВПП^** - 4,2Runway ^** - 4.2 Биополимер и БиоПАВ КШАС-МBiopolymer and Biopav KSHAS-M 0,30.3 Жидкое стеклоLiquid glass 0,10.1 Пресная водаFresh water 0,050.05 12,312.3 8,48.4 22 НПП - 0,25NPP - 0.25 Пресная водаFresh water 0,050.05 ВПП - 4,1Runway - 4.1 БиоПАВ КШАС-М и жидкое стеклоBiopav Kshas-M and liquid glass 0,20.2 Пресная водаFresh water 0,050.05 ЛСТ и алюмохлоридLST and aluminum chloride 0,20.2 Пластовая вода (минерализация 40 г/л)Formation water (mineralization 40 g / l) 0,050.05 40,240,2 1919 33 НПП - 0,25NPP - 0.25 Пресная водаFresh water 0,050.05 ВПП - 4,1Runway - 4.1 БиоПАВ КШАС-М и жидкое стеклоBiopav Kshas-M and liquid glass 0,20.2 Пресная водаFresh water 0,050.05 ЛСТLST 0,20.2 Пластовая вода (минерализация 380 г/л)Formation water (mineralization 380 g / l) 0,050.05 38,938.9 17,517.5 4four НПП - 0,24NPP - 0.24 Пресная водаFresh water 0,050.05 ВПП - 4,3Runway - 4.3 БиоПАВ КШАС-М и жидкое стеклоBiopav Kshas-M and liquid glass 0,20.2 Пресная водаFresh water 0,050.05 Раствор ЛСТП и кальций хлористый техн.LSTP solution and calcium chloride tech. 0,20.2 Пластовая вода (минерализация 40 г/л)Formation water (mineralization 40 g / l) 0,050.05 39,439,4 18,918.9 * - низкопроницаемый пропласток;* - low permeability layer; ** - высокопроницаемый пропласток.** - highly permeable layer.

Claims

A method of developing an oil field, including the injection of a biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and liquid glass, characterized in that the biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and liquid glass are pumped simultaneously, squeezed into the reservoir with a rim of fresh water, then the solution is pumped together lignosulfonate and an aqueous solution of salts of multivalent metals, in the case of formation water of calcium chloride type with a total salt content of more than 200 g / l, an aqueous solution of salts of multivalent metals pumped.