RU2728753C1 - Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type - Google Patents
Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type Download PDFInfo
- Publication number
- RU2728753C1 RU2728753C1 RU2019142822A RU2019142822A RU2728753C1 RU 2728753 C1 RU2728753 C1 RU 2728753C1 RU 2019142822 A RU2019142822 A RU 2019142822A RU 2019142822 A RU2019142822 A RU 2019142822A RU 2728753 C1 RU2728753 C1 RU 2728753C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- water
- wells
- solvent
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 11
- 230000004807 localization Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 61
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- -1 gas, natural hydrocarbon Chemical class 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки запасов трудноизвлекаемой нефти нефтегазовых месторождений подошвенного типа с большой площадью газонефтяного контакта (ГНК).The invention relates to the oil industry, in particular, to methods of developing reserves of hard-to-recover oil in oil and gas deposits of the bottom type with a large area of gas-oil contact (GOC).
При разработке запасов нефти нефтяных оторочек малой толщины и подошвенного типа очень важным является опасность преждевременного прорыва газа или воды с образованием конусов газа и воды в призабойной зоне добывающих скважин и расформирование нефтяной оторочки нефтегазовых месторождений.When developing oil reserves of oil rims of small thickness and bottom type, the danger of premature breakthrough of gas or water with the formation of cones of gas and water in the bottomhole zone of production wells and disbandment of the oil rim of oil and gas fields is very important.
Известен способ разработки нефтяной залежи (RU 2299979, 2007), заключающийся в вытеснении нефти водогазовой смесью в три этапа, используя для вытеснения нефти воду, смесь воды и газа, водогазовую смесь с поверхностно-активным веществом. В процессе циклической закачки воды и добычи жидкости осуществляют замеры пластового давления, отборы и исследования пластовых проб нефти, воды, газа и геофизические исследования вскрытых скважинами.There is a known method of developing an oil reservoir (RU 2299979, 2007), which consists in displacing oil with a water-gas mixture in three stages, using water, a mixture of water and gas, and a water-gas mixture with a surfactant to displace oil. In the process of cyclic water injection and fluid production, reservoir pressure measurements, extraction and research of reservoir samples of oil, water, gas, and geophysical research of opened wells are carried out.
Недостаток указанного способа заключается в недостаточной эффективности его применения в залежи, находящейся в условиях режима растворенного газа, при достижении предельных величин давления в течение цикла.The disadvantage of this method lies in the lack of efficiency of its application in the deposit, which is in the conditions of the dissolved gas regime, when the limiting values of pressure are reached during the cycle.
Известен способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи (RU 2613404, 2017) путем закачки в пласт чередующихся оторочек воды и газа, целевые объемы которых определены предварительно на гидродинамической модели пласта и соответствуют максимальному значению коэффициента извлечения нефти.There is a known method of water-gas stimulation of the reservoir during the development of an oil reservoir (RU 2613404, 2017) by injecting alternating rims of water and gas into the reservoir, the target volumes of which are pre-determined on the reservoir hydrodynamic model and correspond to the maximum value of the oil recovery factor.
Недостатком способа является периодическое достижение больших перепадов давления и высокая вероятность расформирования нефтяной оторочки нефтегазовых месторождений подошвенного типа.The disadvantage of this method is the periodic achievement of large pressure drops and a high probability of disbandment of the oil rim of oil and gas deposits of the bottom type.
Также известен способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси (RU 2542059, 2015), включающий приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважин с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления. При этом экспериментально определяют оптимальные значения факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи: значение газосодержания на основе зависимости коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях, рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель на основе зависимости изменения приемистости скважины от газосодержания, оптимальный уровень содержания газа в водогазовой смеси на основе текущего значения газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления.There is also a known method of increasing oil recovery by injecting a water-gas mixture (RU 2542059, 2015), which includes preparing a water-gas mixture in the range of gas content values, ensuring stable operation of a pumping unit, injecting it into one or more wells using a unit with a centrifugal pump and displacing oil from the reservoir with a reservoir pressure maintenance system. At the same time, the optimal values of the factors influencing the effectiveness of measures to increase oil recovery are experimentally determined: the value of gas content based on the dependence of the oil displacement ratio on the gas content in the water-gas mixture under reservoir conditions, the working ratio of water and gas flow rates at the mixer inlet based on the dependence of the change in the injectivity of the well on gas content, the optimal level of gas content in the water-gas mixture based on the current value of the gas content at the displacement front, depending on the pressure.
Недостаток указанного способа заключается в неравномерном и неполном извлечении нефти из нефтяных оторочек малой толщины нефтяных месторождений подошвенного типа.The disadvantage of this method lies in the uneven and incomplete extraction of oil from oil rims of small thickness of oil fields of the bottom type.
Известен способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа (RU 2390625, 2010), обеспечивающий повышение эффективности извлечения нефти за счет более равномерного и полного вытеснения из нефтяной оторочки нефтегазовых месторождений подошвенного типа, в том числе с вязкой нефтью и с активными подстилающими водами, путем закачки в область нефтегазового контакта предварительно приготовленной водогазовой смеси с плотностью, равной или меньшей плотности нефти в пластовых условиях.There is a known method of developing an oil rim of an oil and gas field of the bottom type (RU 2390625, 2010), which provides an increase in the efficiency of oil recovery due to a more uniform and complete displacement of oil and gas fields of the bottom type from the oil rim, including those with viscous oil and with active underlying waters, by injection into the area of oil and gas contact of a previously prepared water-gas mixture with a density equal to or less than the density of oil in reservoir conditions.
Недостатком известного способа является невозможность учета особенностей изменения пластового давления при осуществлении данного способа, что влечет опасность преждевременного прорыва газа или воды.The disadvantage of this method is the impossibility of taking into account the peculiarities of changes in reservoir pressure when implementing this method, which entails the danger of premature breakthrough of gas or water.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи (RU 2034981, 1995) путем закачки в пласт оторочки растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01-5,0 мас %., с последующим проталкиванием оторочки растворителя парогазовой смесью или циклическим воздействием газа и воды, при этом в качестве растворителя предлагается использовать нефть или другие углеводородные растворители.The closest to the proposed invention in terms of technical essence and the achieved result is a method of developing an oil reservoir (RU 2034981, 1995) by injecting into the formation a rim of a solvent containing an oil-soluble polymer or oil-soluble surfactant in an amount of 0.01-5.0 wt%. , followed by pushing the solvent slug with a vapor-gas mixture or cyclic exposure to gas and water, while it is proposed to use oil or other hydrocarbon solvents as a solvent.
Недостатком способа является высокая вероятность преждевременного прорыва газа или воды и расформирования нефтяной оторочки при разработке нефтегазовых месторождений подошвенного типа, что ограничивает применимость метода в условиях нефтегазовых месторождений подошвенного типа с большой площадью газонефтяного контакта и малой толщиной нефтяной оторочки. Использование нефтерастворимых компонентов оторочки определяет высокую вероятность контаминации добываемой нефти, а также приводит к постепенному уменьшению эффективности вытеснения нефти ввиду перехода нефтерастворимых ПАВ в толщу нефтяной залежи. Кроме того, использование нефти в качестве приоритетного растворителя несет в себе лишь функции носителя ПАВ для образования мелкодисперсной пены, данный тип растворителя сам по себе ввиду высокой вязкости не способен снизить перепад, давления и увеличить степень извлечения нефти.The disadvantage of this method is the high probability of premature breakthrough of gas or water and the disbandment of the oil rim during the development of oil and gas deposits of the bottom type, which limits the applicability of the method in conditions of oil and gas deposits of the bottom type with a large area of gas-oil contact and a small thickness of the oil rim. The use of oil-soluble components of the rim determines a high probability of contamination of the produced oil, and also leads to a gradual decrease in the efficiency of oil displacement due to the transfer of oil-soluble surfactants into the stratum of the oil reservoir. In addition, the use of oil as a priority solvent carries only the function of a surfactant carrier for the formation of a finely dispersed foam; this type of solvent alone, due to its high viscosity, is not able to reduce the pressure drop, pressure and increase the degree of oil recovery.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности добычи вязкой нефти нефтегазовых месторождений подошвенного типа с активными подстилающими водами и наличием газовой шапки.The technical problem to be solved by the present invention is to increase the efficiency of the production of viscous oil from oil and gas deposits of the bottom type with active underlying waters and the presence of a gas cap.
Поставленная задача решается способом разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа заключающимся в том, что осуществляют бурение нагнетательных и добывающих скважин, затем производят перфорацию скважин в интервале локализации нефтяной оторочки, после чего осуществляют закачку в толщу нефтяного пласта через нагнетательные скважины оторочки углеводородного растворителя в объеме 0,02-0,05 порового объема и с вязкостью не более 5 мПа*с, затем осуществляют закачку стабилизирующей оторочки на основе водорастворимого полимера, обеспечивающей фактор сопротивления не менее 10 и не более 100, в количестве, равном половине объема оторочки растворителя, после чего при стабилизированном давлении осуществляют закачку вытесняющего агента в виде предварительно подготовленной водогазовой смеси с объемным соотношением воды и газа, обеспечивающем значение плотности водогазовой смеси в интервале 80 - 120% от плотности нефти в пластовых условиях, и одновременно осуществляют добычу нефти до момента прорыва газа в добывающую скважину.The problem is solved by a method of developing an oil rim of a bottom-type oil and gas field, which consists in the fact that injection and production wells are drilled, then the wells are perforated in the interval of localization of the oil rim, after which the oil rims are injected into the oil reservoir through injection wells in the amount of 0 , 02 - 0.05 pore volume and with a viscosity of not more than 5 mPa * s, then a stabilizing slug based on a water-soluble polymer is injected, providing a resistance factor of at least 10 and not more than 100, in an amount equal to half the volume of the solvent sludge, after which at a stabilized pressure, a displacing agent is injected in the form of a pre-prepared water-gas mixture with a volumetric ratio of water and gas, providing the density of the water-gas mixture in the range of 80 - 120% of the oil density in reservoir conditions, and simultaneously up to oil recovery until the gas breakthrough into the production well.
Достигаемый технический результат изобретения заключается в оптимизации системы рабочих агентов и последовательности их закачек в пласт, что обеспечивает снижение давления закачки вытесняющих флюидов, повышение приемистости скважин и стабилизацию фронта вытеснения нефти при их совместном воздействии, и, как следствие, обуславливает замедление прорыва газа к продукции добывающих скважин, уменьшение непроизводительных потерь запасов газа, меньшую репрессию нефтегазового пласта и в конечном итоге - повышение степени вытеснения нефти. The achieved technical result of the invention is to optimize the system of working agents and the sequence of their injection into the formation, which ensures a decrease in the injection pressure of displacing fluids, an increase in the injectivity of wells and stabilization of the oil displacement front when they are jointly affected, and, as a result, causes a slowdown in gas breakthrough to the production of producing wells, reduction of unproductive losses of gas reserves, less repression of the oil and gas reservoir and, ultimately, an increase in the degree of oil displacement.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.The proposed method is carried out as follows.
На разрабатываемом участке разбуривают систему нагнетательных и добывающих скважин. Осуществляют перфорацию скважин в интервале локализации нефтяной оторочки. Через нагнетательные скважины в нефтегазовое месторождение подошвенного типа в толщу нефтяной оторочки ниже нефтегазового контакта закачивают оторочку углеводородного растворителя в объеме 0,02-0,05 порового объема пород разрабатываемого участка. В качестве растворителя может быть использован газовый конденсат, ШФЛУ и продукты нефтехимии (толуольная фракция, легкий бензин и т.п.) с вязкостью не более 5 мПа*с.A system of injection and production wells is drilled in the developed area. Wells are perforated in the oil rim localization interval. Through injection wells into a bottom-type oil and gas field, a hydrocarbon solvent rim is injected into the thickness of the oil rim below the oil and gas contact in the amount of 0.02-0.05 of the pore volume of the rocks of the developed area. Gas condensate, NGL and petrochemical products (toluene fraction, light gasoline, etc.) with a viscosity of not more than 5 mPa * s can be used as a solvent.
После закачки оторочки углеводородного растворителя осуществляют закачку в пласт через нагнетательные скважины стабилизирующей оторочки на полимерной основе, обеспечивающей фактор сопротивления не менее 10 и не более 100. Фактор сопротивления представляет собой отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Увеличение фактора сопротивления при минимальном содержании полимерного реагента в вытесняющей оторочке обеспечивает повышение стабильности фронта вытеснения нефти. В качестве стабилизирующей оторочки используют водные растворы или суспензии полимеров-загустителей полиакриламида, полисахаридов или латекса с молекулярными массами не менее 107 Да.After the injection of the hydrocarbon solvent slug, a stabilizing slug on a polymer base is injected into the formation through the injection wells, providing a resistance factor of at least 10 and no more than 100. The resistance factor is the ratio of water mobility to displacing solution mobility during filtration in a porous medium. An increase in the resistance factor with a minimum content of the polymer reagent in the displacing rim provides an increase in the stability of the oil displacement front. Aqueous solutions or suspensions of thickening polymers of polyacrylamide, polysaccharides or latex with a molecular weight of at least 10 7 Da are used as a stabilizing fringe.
Теоретически и экспериментально авторами доказано, что при использовании предлагаемой системы рабочих агентов и выбранной последовательности их закачки в пласт концентрация полимеров должна быть подобрана таким образом, чтобы обеспечить достижение фактора сопротивления не менее 10 и не более 100. Стабилизирующая оторочка закачивается в объеме, равном половине объема оторочки углеводородного растворителя, то есть в объеме 0,01-0,025 порового объема, обеспечивая тем самым стабилизацию фронта движения оторочки растворителя в пласте.Theoretically and experimentally, the authors proved that when using the proposed system of working agents and the selected sequence of their injection into the formation, the concentration of polymers should be selected in such a way as to ensure the achievement of a drag factor of at least 10 and no more than 100. The stabilizing rim is injected in a volume equal to half the volume hydrocarbon solvent rims, that is, in a volume of 0.01-0.025 pore volume, thereby stabilizing the front of the solvent rim movement in the formation.
После закачки оторочки стабилизатора через нагнетательные скважины производят закачку предварительно подготовленного вытесняющего агента -водогазовой смеси (ВГС). ВГС готовится с помощью стандартного оборудования путем смешения газа и воды в объемном отношении от 1:9 до 6:4, обеспечивающем значение плотности водогазовой смеси в интервале 80 - 120% от плотности нефти в пластовых условиях. Газ для подготовки водогазовой смеси выбирается из группы: углеводородный газ, азот, попутный нефтяной, природный углеводородный газ. В качестве воды используется техническая пресная вода, оборотная вода, вода из подземных источников. По мере закачки вытесняющего агента ВГС через добывающие скважины осуществляют подъем нефти через добывающие скважины. Отбор нефти из добывающих скважин достигается благодаря движению в пласте оторочки закаченного растворителя, которая будет эффективно продвигать нефть к добывающей скважине за счет смешивающегося вытеснения, а ВГС будет эффективно продвигать (вытеснять) оторочку растворителя.After the injection of the stabilizer rim through the injection wells, a previously prepared displacing agent, a water-gas mixture (WGM), is injected. WGM is prepared using standard equipment by mixing gas and water in a volumetric ratio from 1: 9 to 6: 4, providing a density of the water-gas mixture in the range of 80 - 120% of the oil density in reservoir conditions. Gas for preparing a water-gas mixture is selected from the group: hydrocarbon gas, nitrogen, associated petroleum gas, natural hydrocarbon gas. Industrial fresh water, circulating water, water from underground sources are used as water. As the displacing agent WGM is pumped through the production wells, oil is lifted through the production wells. Oil withdrawal from production wells is achieved due to the movement of the injected solvent slug in the formation, which will effectively push oil to the production well due to miscible displacement, and the WGM will effectively push (displace) the solvent slug.
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.The essence of the proposed method is as follows.
Маловязкий растворитель оттесняет вязкую нефть. В процессе движения в пласте маловязкий растворитель смешивается с нефтью, снижая ее вязкость и оттесняя вязкую нефть. Нагнетание маловязкого растворителя в пласт повышает приемистость скважин и снижает давление закачивания флюидов, что уменьшает репрессию на нефтегазовый пласт. При движении в пласте оторочка закаченного растворителя будет эффективно продвигать нефть к добывающей скважине, обеспечивая режим смешивающегося вытеснения. Помимо смесимости нефти и растворителя, определяемой их химическим составом, на эффективность вытеснения нефти влияет стабильность фронта вытеснения. Размывание фронта вытеснения нефти возникает в результате диффузионных процессов, наличия неоднородностей пористой среды на микро и макроуровнях, а также разности показателей вязкости нефти и растворителя, что приводит к снижению эффективности применения оторочки растворителя. Для обеспечения более равномерного фронта вытеснения используется дополнительная стабилизирующая оторочка, создающая эффект полимерного поршня, что повышает эффективность применения растворителя в качестве флюида для вытеснения нефти за счет снижения остаточной насыщенности пористой среды и увеличения охвата воздействия на пласт. Закачиваемая далее ВГС будет продвигать стабилизирующую оторочку и более равномерно вытеснять оторочку растворителя и нефть, по сравнению с непосредственным воздействием ВГС на оторочку растворителя. За счет совместного воздействия стабилизирующей оторочки, растворителя и ВГС увеличиваются степень вытеснения нефти и повышается эффективность разработки соответствующего участка месторождения.A low-viscosity solvent displaces viscous oil. As it moves in the formation, the low-viscosity solvent mixes with the oil, reducing its viscosity and pushing back the viscous oil. Injection of a low-viscosity solvent into the reservoir increases the injectivity of wells and decreases the pressure of fluid injection, which reduces the repression of the oil and gas reservoir. When moving in the reservoir, the injected solvent slug will efficiently move oil to the producing well, providing a miscible displacement mode. In addition to the miscibility of oil and solvent, determined by their chemical composition, the stability of the displacement front affects the efficiency of oil displacement. Erosion of the oil displacement front occurs as a result of diffusion processes, the presence of inhomogeneities of the porous medium at the micro and macro levels, as well as the difference in the viscosity of oil and solvent, which leads to a decrease in the efficiency of the solvent slug application. To ensure a more uniform displacement front, an additional stabilizing fringe is used, which creates the effect of a polymer piston, which increases the efficiency of using the solvent as a fluid for oil displacement by reducing the residual saturation of the porous medium and increasing the sweep of the stimulus. The further injected WGM will advance the stabilizing slug and displace the solvent slug and oil more evenly, compared to the direct effect of WGM on the solvent slug. Due to the combined effect of the stabilizing rim, solvent and WGM, the degree of oil displacement increases and the efficiency of development of the corresponding section of the field increases.
Таким образом, в результате применения предлагаемого способа:Thus, as a result of applying the proposed method:
- замедляется прорыв газа к продукции добывающих скважин и уменьшаются непроизводительные потери запасов газа,- gas breakthrough to the production of production wells slows down and unproductive losses of gas reserves are reduced,
- увеличивается коэффициент извлечения нефти из оторочек подошвенного типа за счет уменьшения применяемых репрессий и депрессий на пласт,- the coefficient of oil recovery from bottom-type rims increases due to a decrease in the applied repressions and drawdowns on the reservoir,
- уменьшается температура застывания нефти и ее вязкость за счет смешения растворителя и нефти, облегчается транспортировка нефти.- the pour point of oil and its viscosity are reduced due to the mixing of solvent and oil, and oil transportation is facilitated.
Предложенный способ добычи нефти многопластового неоднородного месторождения продемонстрирован на примере разработки запасов углеводородов пластов покурской свиты (ПК).The proposed method of oil production from a multi-layer heterogeneous field is demonstrated by the example of the development of hydrocarbon reserves in the Pokurskaya suite (PC).
Пример 1.Example 1.
Разрабатываемый нефтеносный пласт залегает на глубине 1000 м. Проницаемость пласта составляет 0,5-1 мкм2. Пласт насыщен нефтью вязкостью 100 сПа при пластовых условиях. Пласт сложен породами терригенного типа. Суммарная эффективная толщина пласта 10 м, начальная нефтенасыщенность 0,80, средняя пористость около 30%. Непосредственно над разрабатываемом пластом локализована газовая шапка высотой 20 м, под нефтяной оторочкой локализован водоносный пласт толщиной 20 м.The developed oil-bearing stratum lies at a depth of 1000 m. The permeability of the stratum is 0.5-1 μm 2 . The reservoir is saturated with oil with a viscosity of 100 cPa at reservoir conditions. The layer is composed of rocks of the terrigenous type. The total effective reservoir thickness is 10 m, the initial oil saturation is 0.80, and the average porosity is about 30%. A 20 m high gas cap is located directly above the developed formation, and a 20 m thick aquifer is located under the oil rim.
Для разработки участка осуществляли бурение системы нагнетательных и добывающих скважин. В интервале локализации нефтяной оторочки производили перфорацию скважин. Предварительно готовили водогазовую смесь путем смешения попутного нефтяного газа и воды в объемном отношении 7:9 до получения смеси с плотностью 0,95% от плотности нефти в пластовых условиях. Далее осуществляли закачку оторочки ШФЛУ с вязкостью 0,43 мПа⋅с в объеме 0,05 порового объема. После этого осуществляли закачивание в толщу нефтяного пласта через нагнетательные скважины водного 0,1% масс. раствора полиакриламида с молекулярной массой 1*107 Да в объеме 0,025 порового объема в качестве стабилизирующей оторочки, обеспечивая фактор сопротивления, равный 40. Сразу после этого осуществляли закачку заранее подготовленной водогазовой смеси в качестве вытесняющего агента и одновременно осуществляли подъем нефти через добывающие скважины. Добычу нефти осуществлял до момента прорыва газа через добывающую скважину.To develop the site, a system of injection and production wells was drilled. Wells were perforated in the oil rim localization interval. A water-gas mixture was preliminarily prepared by mixing associated petroleum gas and water in a volume ratio of 7: 9 to obtain a mixture with a density of 0.95% of the oil density in reservoir conditions. Next, a NGL rim with a viscosity of 0.43 mPa⋅s was injected in a volume of 0.05 pore volume. After that, water was injected into the stratum of the oil reservoir through injection wells of 0.1% water. a solution of polyacrylamide with a molecular weight of 1 * 10 7 Da in a volume of 0.025 pore volume as a stabilizing fringe, providing a resistance factor of 40. Immediately after that, a previously prepared water-gas mixture was injected as a displacing agent and oil was simultaneously lifted through the production wells. The oil was produced until the moment of gas breakthrough through the production well.
Реализация способа при других заявленных параметрах и условиях, приведет к получению тождественных результатов. Выход их за установленные пределы не приводит к достижению заявленного технического результата.Implementation of the method with other stated parameters and conditions will lead to identical results. Their going beyond the established limits does not lead to the achievement of the declared technical result.
В процессе добычи нефти удалось добиться стабилизации давления закачивания водогазовой смеси на уровне меньшем на 20%, по сравнению с аналогичными показателями при альтернативном способе разработки согласно прототипу. Общее количество добытой нефти на участке составило 1325 т. При альтернативном способе разработки согласно прототипу, количество добытой нефти составило 1056 т, что существенно менее эффективно, чем применение вышеописанного способа.In the process of oil production, it was possible to achieve stabilization of the injection pressure of the water-gas mixture at a level lower by 20%, compared with similar indicators with an alternative development method according to the prototype. The total amount of oil produced at the site was 1325 tons. With the alternative development method according to the prototype, the amount of oil produced was 1056 tons, which is significantly less effective than the application of the above method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019142822A RU2728753C1 (en) | 2019-12-20 | 2019-12-20 | Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019142822A RU2728753C1 (en) | 2019-12-20 | 2019-12-20 | Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2728753C1 true RU2728753C1 (en) | 2020-07-30 |
Family
ID=72085353
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019142822A RU2728753C1 (en) | 2019-12-20 | 2019-12-20 | Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2728753C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| RU2034981C1 (en) * | 1992-10-15 | 1995-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of exploitation of oil pool |
| RU2039226C1 (en) * | 1993-07-08 | 1995-07-09 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Oil field exploitation method |
| RU2442881C1 (en) * | 2010-07-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for reserve development |
| RU2512150C2 (en) * | 2012-05-11 | 2014-04-10 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors |
| RU2513963C1 (en) * | 2012-10-08 | 2014-04-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method for development of oil deposits in bazhenov formation |
-
2019
- 2019-12-20 RU RU2019142822A patent/RU2728753C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| RU2034981C1 (en) * | 1992-10-15 | 1995-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of exploitation of oil pool |
| RU2039226C1 (en) * | 1993-07-08 | 1995-07-09 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Oil field exploitation method |
| RU2442881C1 (en) * | 2010-07-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for reserve development |
| RU2512150C2 (en) * | 2012-05-11 | 2014-04-10 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors |
| RU2513963C1 (en) * | 2012-10-08 | 2014-04-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method for development of oil deposits in bazhenov formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| RU2548266C2 (en) | Method of heavy oil extraction from underground field | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| RU2670808C1 (en) | Method for enhancing oil recovery (variants) | |
| US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
| EA038753B1 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation | |
| RU2442888C1 (en) | Method for formation acid treatment | |
| RU2728753C1 (en) | Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type | |
| RU2620685C1 (en) | Hydrophobic emulsion for carbonate bed treatment | |
| RU2586356C1 (en) | Composition and method for increasing oil recovery of oil reservoirs | |
| RU2823606C1 (en) | Composition for water isolation in bottomhole zone of formation of deposits with mineralized water | |
| RU2461702C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit (versions) | |
| RU2702175C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation | |
| RU2326235C1 (en) | Development process of petroleum deposit | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2662724C1 (en) | Method for developing an oil pool with a clayey reservoir | |
| RU2696686C2 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of wells in order to intensify oil and gas production | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2748198C1 (en) | Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability | |
| RU2827222C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2788935C1 (en) | Method for temporarily blocking a productive formation under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2162142C2 (en) | Method of developing oil formations nonuniform in permeability | |
| RU2825909C1 (en) | Method for development of high-water-cut oil deposit | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201203 Effective date: 20201203 |