RU2576066C1 - Method to increase uniformity recovery of oil reserves - Google Patents
Method to increase uniformity recovery of oil reserves Download PDFInfo
- Publication number
- RU2576066C1 RU2576066C1 RU2015110620/03A RU2015110620A RU2576066C1 RU 2576066 C1 RU2576066 C1 RU 2576066C1 RU 2015110620/03 A RU2015110620/03 A RU 2015110620/03A RU 2015110620 A RU2015110620 A RU 2015110620A RU 2576066 C1 RU2576066 C1 RU 2576066C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- wells
- injection
- well
- injected
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Removal Of Floating Material (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heterogeneous permeability oil deposits.
Известен способ разработки залежей нефти в гидрофильных породах-коллекторах, включающий бурение разведочных скважин и отбор керна. Согласно изобретению в разведочных скважинах из продуктивного пласта отбирают керн, измеряют в нем смачиваемость породы продуктивного пласта и при подтверждении ее гидрофильности разработку залежи методом заводнения считают целесообразной, затем по керну определяют капиллярное давление начала вытеснения нефти, составляют карту этого параметра и на ее основе нагнетательные скважины размещают на участках относительно низких значений капиллярных давлений, обеспечивающих возможность вытеснения нефти из порового пространства продуктивного пласта при его заводнении (патент РФ № 2301883, кл. Е21В43/20, опубл. 27.06.2007).A known method of developing oil deposits in hydrophilic rocks-reservoirs, including drilling exploratory wells and coring. According to the invention, core samples are taken from exploratory wells in exploratory wells, rock wettability is measured in it, and when confirming its hydrophilicity, the development of a reservoir by water flooding is considered advisable, then the capillary pressure of the beginning of oil displacement is determined from the core, a map of this parameter and injection wells are made on its basis placed in areas of relatively low capillary pressures that allow oil to be displaced from the pore space willow formation during its flooding (RF patent No. 2301883, class E21B43 / 20, publ. 06/27/2007).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных по проницаемости коллекторов. Вода достаточно быстро фильтруется по высокопроницаемым участкам залежи, что приводит к обводнению добывающих скважин. Кроме того, охват залежи остается низким. The disadvantage of this method is the low oil recovery in the development of heterogeneous permeability reservoirs. Water is quickly filtered through highly permeable sections of the reservoir, which leads to flooding of production wells. In addition, reservoir coverage remains low.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки трещинно-порового коллектора, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно известному способу на начальном этапе ведут закачку воды, после обводнения одной из добывающих скважин закачиваемой водой до 95% определяют нагнетательную скважину, от которой произошел прорыв воды, в закачиваемую данной нагнетательной скважиной воду добавляют пепел, представляющий из себя остатки от сжигания твердого топлива с размерами частиц не более 70 мкм и с концентрацией не более 50 мг/л, при снижении обводненности добывающей скважины на 25% или более переходят на закачку воды без пепла, циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95% (патент РФ № 2527053, кл. Е21В43/20, опубл. 27.08.2014 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a fracture-pore reservoir, including drilling production and injection wells, pumping water through injection wells and product selection through production. According to the known method, water is injected at the initial stage, after watering one of the production wells with injected water up to 95%, an injection well is determined, from which a water breakthrough occurs, ash is added to the water injected by this injection well, which is the remains of burning solid fuel with dimensions particles of not more than 70 microns and with a concentration of not more than 50 mg / l, with a decrease in water cut of the producing well by 25% or more, they switch to water without ash, the cycles are carried out with all watering wells and repeated for as long as the water content after the injection of water with ash will not decrease below 95% (Patent RF № 2527053, cl E21V43 / 20, published 08.27.2014 -.. prototype).
Известный способ позволяет повысить охват залежи за счет проникновения воды в более гидрофобные зоны пласта, однако не блокирует промытые водой зоны, что приводит к невысокой нефтеотдаче.The known method allows to increase the coverage of the reservoir due to the penetration of water into more hydrophobic zones of the formation, however, it does not block the zones washed with water, which leads to low oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача снижения водопритока к добывающим скважинам, повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается тем, что в способе повышения равномерности выработки запасов нефти, включающем разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, для снижения водопритока к добывающим скважинам закачку в нагнетательные скважины различных агентов, согласно изобретению выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре, после обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага, причем состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины, расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза, в первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка, после закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды, а добывающие скважины пускают в работу, операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%.The proposed invention solves the problem of reducing water inflow to producing wells, increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery factors. The problem is solved in that in a method for increasing the uniformity of oil production, including the development of a reservoir by production and injection wells, injection of water into injection wells and selection of products from production wells, in order to reduce water inflow to production wells, injection of various agents into injection wells, according to the invention, select a source with an injection well in the center, after flooding more than 90% of one or more producing wells of the outbreak into waterlogged wells, as well as into the injection water is injected into the well with an ionic composition and / or salt concentration that is different from the formation water — modified water — when the remaining wells of the source are stopped for the time of injection, and the composition of the modified water is selected so that when it reacts with the produced water, precipitation will occur in a volume sufficient to block pore channels in the washed out zones of the formation within a radius of 10-100 m from the well, the flow rate of modified water into the well is determined as 0.6-1.0 of the maximum injectivity of the formation, and the injection time increased the injection pressure is not less than twice, in the first 5-10% of the injected modified water, inhibitors are added to slow down the precipitation process, after the modified water is pumped, they are transferred to the wastewater injection well, and the producing wells are put into operation, operations are repeated data and / or other wells of the outbreak upon reaching a similar water cut of more than 90%.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу неоднородной по проницаемости нефтяной залежи, разрабатываемой добывающими и нагнетательными скважинами, существенное влияние оказывает длительность работы скважин до полного обводнения. Ввиду неоднородности обводнение происходит быстрыми темпами, выработка запасов идет неравномерно. Существующие технические решения не в полной мере позволяют снизить водоприток к добывающим скважинам и повысить равномерность выработки запасов нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача снижения водопритока к добывающим скважинам, повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a non-uniform permeability oil reservoir developed by producing and injection wells is significantly affected by the duration of the wells until they are completely flooded. Due to heterogeneity, waterlogging is proceeding at a rapid pace; reserves are being developed unevenly. Existing technical solutions do not fully reduce the flow of water to producing wells and increase the uniformity of oil reserves from such reservoirs. The proposed invention solves the problem of reducing water inflow to producing wells, increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery factors. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с расположением скважин. Обозначения: 1-4 - добывающие скважины, 5 - нагнетательная скважина, 6 - промытые закачиваемой водой зоны пласта, Z - участок нефтяной залежи, Rn - радиус проникновения осадка, блокирующего поровые каналы в промытых зонах 6, образуемого в результате смешения закачиваемой модифицированной и пластовой вод. In FIG. 1 is a schematic representation of a section of an oil reservoir with an arrangement of wells. Designations: 1-4 - production wells, 5 - injection well, 6 - zones of the reservoir washed by water injected, Z - section of the oil reservoir, R n - penetration radius of the sediment blocking the pore channels in the
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке Z нефтяной залежи (фиг. 1), разрабатываемой добывающими и нагнетательными скважинами, выбирают очаг из нескольких добывающих скважин 1-4 с нагнетательной 5 в центре. Одна или несколько добывающих скважин очага обводненены более чем на 90%. Приток воды может быть вызван как подтягиванием подошвенных или краевых вод, так и действием ближайших нагнетательных скважин. Исключают заколонные перетоки, т.к. в этом случае необходимо проводить ремонтные работы с оборудованием скважины.In section Z of the oil reservoir (Fig. 1) developed by production and injection wells, a focus is selected from several production wells 1-4 with injection 5 in the center. One or more producing wells of the outbreak are flooded by more than 90%. The influx of water can be caused by both pulling the bottom or marginal waters, and the action of the nearest injection wells. Excluded annular flows, because in this case, it is necessary to carry out repair work with the equipment of the well.
Предварительно проводят лабораторные исследования на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды. Причем подбирают воду (условно назовем ее модифицированной) с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей, такую, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение солей. Объем выпадаемого осадка должен быть достаточным для блокирования в промытых зонах 6 пласта поровых каналов в радиусе Rn= 10-100 м от скважины. Расчеты показывают, что при блокировании промытой зоны в радиусе Rn менее 10 м нефтеотдача оказывается низкой, т.к. остаются не охваченными более отдаленные от скважины участки пласта. Если радиус Rn превышает 100 м, то нефтеотдача также снижается ввиду недостаточного объема выпадаемых солей и соответственно более низкого охвата. Для прогнозирования расстояния Rn строят гидродинамическую 3Д модель, в которой задают закачиваемому агенту свойства адсорбции, являющейся аналогом моделирования выпадения солей при закачке модифицированной воды. Свойства закачиваемой воды задают из результатов лабораторных исследований. Таким образом подбирают модифицированную воду.Preliminarily, laboratory studies are carried out on the incompatibility of the reservoir and the water intended for injection. Moreover, water is selected (we will conventionally call it modified) with an ionic composition and / or salt concentration that is different from the formation water, such that when mixed with the formation water, salts precipitate. The amount of sediment to be deposited should be sufficient to block pore channels in the washed out zones of the 6th formation in a radius of R n = 10-100 m from the well. Calculations show that when the washed zone is blocked in a radius R n of less than 10 m, oil recovery is low, because sections of the formation that are more distant from the well remain unreached. If the radius R n exceeds 100 m, then the oil recovery is also reduced due to the insufficient volume of precipitated salts and, accordingly, lower coverage. To predict the distance R n, a hydrodynamic 3D model is constructed in which the adsorption properties are set for the injected agent, which is an analog of modeling the precipitation of salts during the injection of modified water. The properties of the injected water are set from the results of laboratory tests. Thus, modified water is selected.
Пусть, к примеру, обводнена более чем на 90% одна скважина 4. В данную скважину 4, а также нагнетательную 5 закачивают модифицированную воду при остановленных на время закачки остальных скважинах 1-3 очага. Исследования показывают, что если скважина обводнена менее чем на 90%, то закачка модифицированной воды и выпадение солей могут снизить конечную нефтеотдачу в связи с «потерей» некоторых участков пласта, оставшихся изолированными ввиду образования слабопроницаемых зон, забитых выпавшим осадком.Let, for example, one well 4 be flooded by more than 90%. Modified water is pumped into this well 4, as well as injection 5, while 1-3 foci are stopped while the other wells are stopped. Studies show that if a well is less than 90% flooded, the injection of modified water and salt deposition can reduce the final oil recovery due to the “loss” of some sections of the reservoir that remained isolated due to the formation of poorly permeable zones clogged with sediment.
Расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта в данную скважину. Согласно расчетам более высокая скорость закачки позволяет модифицированной воде проникнуть глубже в пласт, тем самым повышая охват. При расходе менее 0,6 от приемистости пласта радиус проникновения воды в пласт небольшой, что снижает нефтеотдачу. The flow rate of modified water into the well is defined as 0.6-1.0 of the maximum injectivity of the formation in this well. According to calculations, a higher injection rate allows the modified water to penetrate deeper into the reservoir, thereby increasing coverage. At a flow rate of less than 0.6 from the injectivity of the formation, the radius of water penetration into the formation is small, which reduces oil recovery.
Время закачки модифицированной воды в скважину 4 определяют по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. Исследования показывают, что если давление закачки увеличивается менее чем в два раза, то выпадение солей происходит в недостаточной для повышения нефтеотдачи степени. The time of injection of modified water into the well 4 is determined by increasing the injection pressure by at least two times. Studies show that if the injection pressure is less than doubled, then the precipitation of salts occurs in an insufficient degree to increase oil recovery.
В первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения солей. Данную операцию необходимо проводить во избежание выпадения солей в самой скважине и ее оборудовании. Согласно промысловому опыту менее 5% модифицированной воды с ингибитором может быть недостаточно для полного замещения пластовой воды модифицированной. Тогда как более 10% приводит к отсутствию выпадения солей в призабойной зоне пласта, что в ряде случаев требуется по геологическим причинам. In the first 5-10% of the injected modified water, inhibitors are added to slow down the salt deposition process. This operation must be carried out in order to avoid the loss of salts in the well itself and its equipment. According to field experience, less than 5% of the modified water with the inhibitor may not be enough to completely replace the produced water with the modified. While more than 10% leads to the absence of salt deposition in the bottomhole formation zone, which in some cases is required for geological reasons.
После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину 5 сточной воды, а добывающие скважины 1-4 пускают в работу. Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%. Таким образом, закачка модифицированной воды позволяет снижать фазовую проницаемость по воде в промытых зонах 6.After the injection of the modified water, they transfer to the injection of wastewater 5 into the injection well, and the producing wells 1-4 are put into operation. The operations are repeated on the data and / or other wells of the outbreak upon reaching a similar water cut of more than 90%. Thus, the injection of modified water can reduce the phase permeability of water in the
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка Z залежи.Development is carried out until the full economically viable development of the Z deposit area.
Результатом внедрения данного способа является снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.The result of the implementation of this method is to reduce water inflow to production wells, increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery factors.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. Участок Z нефтяной залежи (фиг. 1), коллектор которой представлен терригенным поровым типом, разрабатывается добывающими и нагнетательными скважинами. Выбирают очаг из четырех добывающих скважин 1-4 с нагнетательной 5 в центре, расстояние между скважинами составляет 300-350 м. Очаг расположен в чисто нефтяной зоне. Коллектор участка залежи залегает на средней глубине 1620 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 5 м. Начальное пластовое давление 16 МПа, давление насыщения нефти газом 6 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 15,6 мПа·с, проницаемость коллектора меняется в широких пределах - 21-590 мД. Общая минерализация пластовой воды составляет 253,5 г/л, из которых 202,2 г/л приходится на соли NaCl, 11,4 г/л - MgCl2, 4,1 г/л - MgSO4, 35,5 г/л - CaCl2, 0,3 г/л - NaHCO3. Плотность пластовой воды составляет 1160 кг/м3.Example 1. Section Z of an oil reservoir (Fig. 1), the reservoir of which is represented by a terrigenous pore type, is developed by producing and injection wells. A focus is selected from four producing wells 1-4 with an injection 5 in the center, the distance between the wells is 300-350 m. The focus is located in a purely oil zone. The reservoir reservoir lies at an average depth of 1620 m, the average effective oil-saturated thickness of the formation is 5 m. The initial reservoir pressure is 16 MPa, the gas saturation pressure is 6 MPa, the oil viscosity at reservoir conditions is 15.6 MPa · s, the reservoir permeability varies widely - 21-590 MD. The total mineralization of produced water is 253.5 g / l, of which 202.2 g / l falls on NaCl salts, 11.4 g / l - MgCl 2 , 4.1 g / l - MgSO 4 , 35.5 g / l - CaCl 2 , 0.3 g / l - NaHCO 3 . The density of produced water is 1160 kg / m 3 .
Дебит нефти скважины 4 составляет 2,5 т/сут, жидкости - 22,7 т/сут, обводненность - 90,1%. Текущее пластовое давление в зоне отбора 12 МПа. Приток воды вызван действием ближайшей нагнетательной скважины 5.The oil production rate of well 4 is 2.5 tons / day, liquid - 22.7 tons / day, water cut - 90.1%. The current reservoir pressure in the selection zone is 12 MPa. Water inflow is caused by the action of the nearest injection well 5.
Предварительно проводят лабораторные исследования на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды - модифицированной. Определяют концентрацию солей в модифицированной воде, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение осадка. В качестве такой воды была выбрана вода с вышезалегающих карбонатных пластов. Общая минерализация модифицированной воды составляет 185,0 г/л, из которых 154,6 г/л приходится на соли NaCl, 9,3 г/л - MgCl2, 2,3 г/л - MgSO4, 15,3 г/л - CaCl2, 3,5 г/л - NaHCO3. Плотность пластовой воды составляет 1120 кг/м3. Большое количество солей NaHCO3 приводит к реакции в пластовых условиях при смешении пластовой и модифицированной вод:Preliminarily, laboratory tests are carried out on the incompatibility of the reservoir and the modified water intended for injection. The concentration of salts in the modified water is determined, when mixed with produced water, precipitation occurs. As such water, water was selected from the overlying carbonate formations. The total salinity of the modified water is 185.0 g / l, of which 154.6 g / l are NaCl salts, 9.3 g / l - MgCl 2 , 2.3 g / l - MgSO 4 , 15.3 g / l - CaCl 2 , 3.5 g / l - NaHCO 3 . The density of produced water is 1120 kg / m 3 . A large number of salts of NaHCO 3 leads to a reaction in the reservoir conditions when mixing the reservoir and modified water:
СаСl2 + 2NaHCO3 ↔ СаСО3↓ + 2NaCl + Н2О + CO2↑.CaCl 2 + 2NaHCO 3 ↔ CaCO 3 ↓ + 2NaCl + Н 2 О + CO 2 ↑.
По гидродинамической 3Д модели определяют, что объем выпадаемого осадка по данным лабораторных экспериментов блокирует в промытых зонах 6 пласта поровые каналы в радиусе R4=100 м от скважины 4 и в радиусе R5=80 м от скважины 5.According to the hydrodynamic 3D model, it is determined that the volume of precipitated sediment according to laboratory experiments blocks pore channels in the washed-out zones of the 6th formation in a radius of R 4 = 100 m from well 4 and in a radius of R 5 = 80 m from well 5.
Расход модифицированной воды в скважины 4 и 5 определяют как 0,6 от максимальной приемистости пласта в данные скважины, значения составили 65 и 50 м3/сут соответственно.The consumption of modified water in wells 4 and 5 is determined as 0.6 of the maximum injectivity of the formation in these wells, the values were 65 and 50 m 3 / day, respectively.
Далее осуществляют закачку модифицированной воды с указанным солевым составом и расходом. Время закачки определяют по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. В скважине 4 давление закачки возросло с 15 до 30 МПа через 3 сут, в скважине 5 с 16 до 32 МПа через 5 сут. Таким образом, закачку ведут в течение 5 сут, за это время в скважины 4 и 5 закачивают всего 65·5=325 м3 и 50·5=250 м3 модифицированной воды соответственно.Then carry out the injection of modified water with the specified salt composition and flow rate. The injection time is determined by increasing the injection pressure by at least two times. In well 4, the injection pressure increased from 15 to 30 MPa after 3 days, in well 5 from 16 to 32 MPa after 5 days. Thus, the injection is carried out for 5 days, during this time only 65 · 5 = 325 m 3 and 50 · 5 = 250 m 3 of modified water are pumped into wells 4 and 5, respectively.
В первые 5% закачиваемой модифицированной воды в скважины 4 и 5, т.е. 325·0,05=16,3 м3 и 250·0,05=12,5 м3 соответственно, добавляют ингибитор СНПХ-5306, замедляющий процесс выпадения солей. In the first 5% of the injected modified water into wells 4 and 5, i.e. 325 · 0.05 = 16.3 m 3 and 250 · 0.05 = 12.5 m 3, respectively, add the SNPCH-5306 inhibitor, which slows down the process of salt deposition.
После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину 5 сточной воды, а добывающие скважины 1-4 пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки. After the injection of the modified water, the wastewater 5 is injected into the injection well 5, and the producing wells 1-4 are put into operation under the same conditions as before the injection.
Дебит нефти скважины 4 после отбора закаченной модифицированной воды составил 6,0 т/сут, жидкости - 20,3 т/сут, обводненность - 70,4%.The oil production rate of well 4 after selection of the injected modified water was 6.0 tons / day, liquid - 20.3 tons / day, water cut - 70.4%.
Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%.The operations are repeated on the data and / or other wells of the outbreak upon reaching a similar water cut of more than 90%.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка Z залежи.Development is carried out until the full economically viable development of the Z deposit area.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет несколько иные характеристики. Расстояние между скважинами составляет 200-250 м. Определяют, что закачка модифицированной воды требуется одновременно в две добывающие скважины 1, 4 и соответственно одну нагнетательную 5. Радиусы зоны блокирования поровых каналов составляют R1=10 м, R4=20 м, R5=15 м. Расход модифицированной воды в скважины 1, 4 и 5 определяют как 1,0 от максимальной приемистости пласта в данные скважине. Ингибитор SP203W добавляют в первые 10% закачиваемой модифицированной воды в скважины 1, 4 и 5. Example 2. Perform as example 1. The collector has slightly different characteristics. The distance between the wells is 200-250 m. It is determined that the injection of modified water is required simultaneously in two production wells 1, 4 and, accordingly, one injection 5. The radius of the pore channel blocking zone is R 1 = 10 m, R 4 = 20 m, R 5 = 15 m. The consumption of modified water in wells 1, 4 and 5 is determined as 1.0 of the maximum injectivity of the formation in these wells. The SP203W inhibitor is added to the first 10% of the injected modified water in wells 1, 4 and 5.
В результате разработки участка залежи, состоящего из очага из 4 добывающих и одной нагнетательной скважины, за время, которое ограничили обводнением до 98%, было добыто 190,3 тыс. т нефти за 35 лет эксплуатации, коэффициент охвата составил 0,805 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) - 0,487 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 168,8 тыс. т нефти за 29 лет эксплуатации ввиду более раннего обводнения скважин, коэффициент охвата составил 0,714 д.ед., КИН - 0,432 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,055 д.ед.As a result of the development of the reservoir area, consisting of a focus of 4 production and one injection well, during the time that was limited by watering to 98%, 190.3 thousand tons of oil were produced over 35 years of operation, the coverage factor was 0.805 units, oil recovery factor (CIN) - 0.487 units According to the prototype, ceteris paribus, 168.8 thousand tons of oil was produced over 29 years of operation due to earlier watering of wells, coverage factor was 0.714 units, oil recovery factor was 0.432 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0,055 units
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery site deposits.
Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения водопритока к добывающим скважинам, повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.The application of the proposed method will allow to solve the problem of reducing water inflow to production wells, increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery factors.
Claims (1)
Способ повышения равномерности выработки запасов нефти, включающий разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, для снижения водопритока к добывающим скважинам закачку в нагнетательные скважины различных агентов, отличающийся тем, что выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре, после обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага, причем состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины, расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза, в первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка, после закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды, а добывающие скважины пускают в работу, операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%.
A method for increasing the uniformity of oil reserves production, including development of a reservoir by producing and injection wells, injection of water into injection wells and selection of products from production wells, in order to reduce water inflow to production wells, injection of various agents into injection wells, characterized in that a source with an injection well is selected in in the center, after more than 90% watering of one or several producing wells of the outbreak, water is pumped into the watering wells, as well as into the injection well the ionic composition and / or salt concentration different from the formation water is modified water when the remaining wells of the source are stopped while the composition of the modified water is selected so that when it reacts with the formation water, precipitation will occur in a volume sufficient to block in the washed formation zones of pore channels within a radius of 10-100 m from the well, the flow rate of modified water into the well is determined as 0.6-1.0 of the maximum injectivity of the formation, and the injection time is not increased by the increase in injection pressure, m At least twice, in the first 5-10% of the injected modified water, inhibitors are added that slow down the precipitation process, after the modified water is pumped, they are pumped into the wastewater injection well, and the producing wells are put into operation, operations are repeated on the data and / or other wells of the outbreak upon reaching a similar water cut of more than 90%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015110620/03A RU2576066C1 (en) | 2015-03-26 | 2015-03-26 | Method to increase uniformity recovery of oil reserves |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015110620/03A RU2576066C1 (en) | 2015-03-26 | 2015-03-26 | Method to increase uniformity recovery of oil reserves |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2576066C1 true RU2576066C1 (en) | 2016-02-27 |
Family
ID=55435585
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015110620/03A RU2576066C1 (en) | 2015-03-26 | 2015-03-26 | Method to increase uniformity recovery of oil reserves |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2576066C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5148869A (en) * | 1991-01-31 | 1992-09-22 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor |
| RU2087686C1 (en) * | 1995-06-14 | 1997-08-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil deposit |
| RU2130116C1 (en) * | 1998-08-13 | 1999-05-10 | О.Р.С. Ойл Рекавери Сервисез Лимитед | Method of developing oil deposits |
| RU2247828C2 (en) * | 2003-04-24 | 2005-03-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Method for extraction of oil deposit |
| RU2354812C1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit |
| RU2527053C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of fractured-porous types of reservoirs |
| RU2556094C1 (en) * | 2014-02-13 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Oil deposit development method |
-
2015
- 2015-03-26 RU RU2015110620/03A patent/RU2576066C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5148869A (en) * | 1991-01-31 | 1992-09-22 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor |
| RU2087686C1 (en) * | 1995-06-14 | 1997-08-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil deposit |
| RU2130116C1 (en) * | 1998-08-13 | 1999-05-10 | О.Р.С. Ойл Рекавери Сервисез Лимитед | Method of developing oil deposits |
| RU2247828C2 (en) * | 2003-04-24 | 2005-03-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Method for extraction of oil deposit |
| RU2354812C1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit |
| RU2527053C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of fractured-porous types of reservoirs |
| RU2556094C1 (en) * | 2014-02-13 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Oil deposit development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105298438B (en) | More fine profile control methods in round polymer gel deep | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2656282C2 (en) | Method, system and composition for producing oil | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2594402C1 (en) | Method for subsequent flooding of stratified reservoir | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
| RU2576066C1 (en) | Method to increase uniformity recovery of oil reserves | |
| RU2418943C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2612059C1 (en) | Recovery method of layered heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralised water flooding | |
| RU2657904C1 (en) | Method for developing the oil deposit | |
| RU2386797C1 (en) | Development method of oil field | |
| RU2576726C1 (en) | Reduction method of water influx to wells | |
| RU2584025C1 (en) | Method of reducing water influx to multilateral wells | |
| RU2498056C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2648135C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |