RU2011117402A - Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) - Google Patents

Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) Download PDF

Info

Publication number
RU2011117402A
RU2011117402A RU2011117402/03A RU2011117402A RU2011117402A RU 2011117402 A RU2011117402 A RU 2011117402A RU 2011117402/03 A RU2011117402/03 A RU 2011117402/03A RU 2011117402 A RU2011117402 A RU 2011117402A RU 2011117402 A RU2011117402 A RU 2011117402A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
reservoir
water
vrr
oil
range
Prior art date
Application number
RU2011117402/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2518684C2 (ru
Inventor
Эвтимиос ВИТТОРАТОС (US)
Эвтимиос ВИТТОРАТОС
Брэдли БРАЙС (US)
Брэдли БРАЙС
Original Assignee
Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. (Us)
Бп Корпорейшн Норт Америка Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. (Us), Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. filed Critical Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. (Us)
Publication of RU2011117402A publication Critical patent/RU2011117402A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2518684C2 publication Critical patent/RU2518684C2/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

1. Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне ≤30° API, и способ включает в себя следующие операции: ! (a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и ! (b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины, ! причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25. ! 2. Способ по п.1, в котором операции (a) и (b) повторяют несколько раз. ! 3. Способ по п.1, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 30° API и от 1 до 4% пластовой нефти (OIP) добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу. ! 4. Способ по п.1, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 23° API и от 1.5 до 3% пластовой нефти добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу. ! 5. Способ по п.1, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне <17° API и до 8% пластовой нефти (OIP) добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу. ! 6. Способ по п.1, в котором, в операции (a), воду наг�

Claims (48)

1. Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне ≤30° API, и способ включает в себя следующие операции:
(a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и
(b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,
причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25.
2. Способ по п.1, в котором операции (a) и (b) повторяют несколько раз.
3. Способ по п.1, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 30° API и от 1 до 4% пластовой нефти (OIP) добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу.
4. Способ по п.1, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 23° API и от 1.5 до 3% пластовой нефти добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу.
5. Способ по п.1, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне <17° API и до 8% пластовой нефти (OIP) добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу.
6. Способ по п.1, в котором, в операции (a), воду нагнетают при VRR от больше чем 1 до 1.11.
7. Способ по п.1, в котором, в операции (a), воду нагнетают при VRR от 0.95 до 1.
8. Способ по п.1, в котором, в операции (a), воду нагнетают до тех пор, пока WOR не будет больше чем 1.
9. Способ по п.1, в котором, в операции (b), воду нагнетают при VRR от 0.5 до 0.85.
10. Способ по п.1, в котором, в операции (b), воду нагнетают при VRR от 0.6 до 0.8.
11. Способ по п.1, в котором, в операции (b), воду вводят до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 5 раз больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины.
12. Способ по п.3, в котором совокупный объем воды, который нагнетают в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95, лежит в диапазоне от 15 до 30%, в пересчете на полный совокупный объем воды, введенной в коллектор.
13. Способ по п.4, в котором совокупный объем воды, который нагнетают в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95, лежит в диапазоне от 15 до 30%, в пересчете на полный совокупный объем воды, введенной в коллектор.
14. Способ по п.5, в котором объем воды, который нагнетают в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95, лежит в диапазоне от 30 до 50%, в пересчете на полный совокупный объем воды, введенной в коллектор.
15. Способ по п.1, в котором значение Кh/µ для коллектора лежит в диапазоне от 1.2 до 100 mD-ft/cP, причем К представляет собой среднюю проницаемость коллекторной породы в миллидарси (mD), h представляет собой высоту продуктивного интервала в коллекторе в футах (ft), а µ представляет собой вязкость нефти в сантипуазах (сР) при режимах коллектора.
16. Способ по п.1, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.93 до 1.11.
17. Способ по п.1, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.95 до 1.05.
18. Способ по п.1, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.4.
19. Способ по п.1, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.75.
20. Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем указанный способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17° до 30° API, и способ включает в себя следующие операции:
(a) добыча от 1 до 4% пластовой нефти (OIP) из коллектора до начала нагнетания вытесняющей жидкости в коллекторную породу;
(b) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и
(c) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,
причем во время нагнетания вытесняющей жидкости накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25.
21. Способ по п.20, в котором операции (b) и (c) повторяют несколько раз.
22. Способ по п.20, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 23° API и от 1.5 до 3% пластовой нефти добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу.
23. Способ по п.20, в котором, в операции (b), воду вводят при VRR в диапазоне от больше чем 1 до 1.11.
24. Способ по п.20, в котором, в операции (b), воду вводят при VRR от 0.95 до 1.
25. Способ по п.20, в котором, в операции (b), воду вводят, пока WOR не станет больше чем 1.
26. Способ по п.20, в котором, в операции (c), воду вводят при VRR от 0.5 до 0.85.
27. Способ по п.20, в котором, в операции (c), воду вводят при VRR от 0.6 до 0.8.
28. Способ по п.20, в котором, в операции (c), воду вводят до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 5 раз больше GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины.
29. Способ по п.20, в котором совокупный объем воды, который вводят в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95, лежит в диапазоне от 15 до 30%, в пересчете на полный совокупный объем воды, который вводят в коллектор.
30. Способ по п.20, в котором величина Kh/µ для коллектора лежит в диапазоне от 1.2 до 100 mD-ft/cP, причем К представляет собой среднюю проницаемость коллекторной породы в миллидарси (mD), h является высотой продуктивного интервала коллектора в футах (ft), а µ представляет собой вязкость нефти в сантипуазах (сР) при режимах коллектора,
31. Способ по п.20, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.93 до 1.11.
32. Способ по п.20, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.95 до 1.05,
33. Способ по п.20, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.4.
34. Способ по п.20, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.75.
35. Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне <17° API, и способ включает в себя следующие операции:
(a) добыча до 8% пластовой нефти (OIP) из коллектора до начала нагнетания вытесняющей жидкости в коллекторную породу;
(b) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и
(c) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95, до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,
причем во время нагнетания вытесняющей жидкости накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25.
36. Способ по п.35, в котором операции (b) и (c) повторяют несколько раз.
37. Способ по п.35, в котором в операции (b) воду вводят при VRR в диапазоне от больше чем 1 до 1.11.
38. Способ по п.35, в котором в операции (b) воду вводят при VRR от 0.95 до 1.
39. Способ по п.35, в котором в операции (с) воду вводят, пока WOR не станет больше чем 1.
40. Способ по п.35, в котором в операции (с) воду вводят при VRR от 0.5 до 0.85.
41. Способ по п.35, в котором в операции (с) воду вводят при VRR от 0.6 до 0.8.
42. Способ по п.35, в котором в операции (с) воду вводят до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 5 раз больше GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины.
43. Способ по п.35, в котором совокупный объем воды, введенной в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95 лежит в диапазоне от 30 до 50%, в пересчете на полный совокупный объем воды, введенной в коллектор.
44. Способ по п.35, в котором значение Kh/µ для коллектора лежит в диапазоне от 1.2 до 100 mD-ft/cP, где К представляет собой среднюю проницаемость коллекторной породы в миллидарси (mD), h является высотой продуктивного интервала коллектора в футах (ft), a µ является вязкостью нефти в сантипуазах (сР) при режимах коллектора.
45. Способ по п.35, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.93 до 1.11.
46. Способ по п.35, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.95 до 1.05.
47. Способ по п.35, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.4.
48. Способ по п.35, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.75.
RU2011117402/03A 2008-10-10 2009-10-08 Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) RU2518684C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10456308P 2008-10-10 2008-10-10
US61/104,563 2008-10-10
US19653808P 2008-10-17 2008-10-17
US61/196,538 2008-10-17
PCT/US2009/059997 WO2010042715A1 (en) 2008-10-10 2009-10-08 Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011117402A true RU2011117402A (ru) 2012-11-20
RU2518684C2 RU2518684C2 (ru) 2014-06-10

Family

ID=41718646

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011117402/03A RU2518684C2 (ru) 2008-10-10 2009-10-08 Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты)

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8356665B2 (ru)
EP (1) EP2347094B1 (ru)
AR (1) AR073735A1 (ru)
BR (1) BRPI0919480A2 (ru)
CA (1) CA2739103C (ru)
MX (1) MX2011003125A (ru)
RU (1) RU2518684C2 (ru)
WO (1) WO2010042715A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104989369A (zh) * 2015-06-10 2015-10-21 中国海洋石油总公司 一种大排量井下油水分离环空测调系统

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2613373C2 (ru) * 2012-01-13 2017-03-16 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Метод закачки для отбора проб тяжелой нефти
CN103573234B (zh) * 2012-08-06 2016-06-08 中国石油化工股份有限公司 一种确定完整油水相对渗透率曲线的方法
US20150051838A1 (en) * 2013-08-15 2015-02-19 Chevron U.S.A. Inc. System and method of determining and optimizing waterflood performance
CN105587297B (zh) * 2014-10-23 2017-12-15 中国石油化工股份有限公司 复杂断块油藏仿强边水驱技术适应性定量评价方法
AR102540A1 (es) * 2014-11-07 2017-03-08 Bp Corp North America Inc Métodos para manejar el reemplazo de vacío de formación en operaciones de producción de inyección de agua para aumentar la recuperación de petróleo
CN105673004B (zh) * 2015-12-30 2019-03-12 中国石油天然气股份有限公司 一种开发高凝油油藏的方法
CN107269255B (zh) * 2017-07-03 2020-05-19 中国石油大学(北京) 一种通过簇间驱油开采致密油的方法及装置
CN110965970B (zh) * 2018-09-29 2022-02-11 北京国双科技有限公司 注水井与采油井的相关性的确定方法及装置
US11220595B2 (en) 2019-03-04 2022-01-11 The Goodyear Tire & Rubber Company Reinforced rubber containing silylated triglyceride oil
CN111520136B (zh) * 2020-06-29 2021-01-26 东北石油大学 考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2725106A (en) 1951-12-20 1955-11-29 Spearow Ralph Oil production
US2731414A (en) 1952-02-05 1956-01-17 Exxon Research Engineering Co Water flooding secondary recovery method
US2827964A (en) 1956-06-11 1958-03-25 Union Oil Co Secondary recovery of petroleum
US3084743A (en) * 1958-09-16 1963-04-09 Jersey Prod Res Co Secondary recovery of petroleum
US3102587A (en) * 1959-12-14 1963-09-03 Pure Oil Co Solvent water-flood secondary recovery process
US3685581A (en) 1971-03-24 1972-08-22 Texaco Inc Secondary recovery of oil
US4018281A (en) 1974-11-07 1977-04-19 Mobil Oil Corporation Oil recovery by waterflooding with improved mobility control
US4085799A (en) 1976-11-18 1978-04-25 Texaco Inc. Oil recovery process by in situ emulsification
US4690215A (en) 1986-05-16 1987-09-01 Air Products And Chemicals, Inc. Enhanced crude oil recovery
US5083613A (en) 1989-02-14 1992-01-28 Canadian Occidental Petroleum, Ltd. Process for producing bitumen
US4966235A (en) 1988-07-14 1990-10-30 Canadian Occidental Petroleum Ltd. In situ application of high temperature resistant surfactants to produce water continuous emulsions for improved crude recovery
US4884635A (en) 1988-08-24 1989-12-05 Texaco Canada Resources Enhanced oil recovery with a mixture of water and aromatic hydrocarbons
US5083612A (en) 1990-06-18 1992-01-28 Texaco Inc. Hot water, surfactant, and polymer flooding process for heavy oil
US5400430A (en) 1990-10-01 1995-03-21 Nenniger; John E. Method for injection well stimulation
US5201815A (en) * 1991-12-20 1993-04-13 Chevron Research And Technology Company Enhanced oil recovery method using an inverted nine-spot pattern
US5246071A (en) * 1992-01-31 1993-09-21 Texaco Inc. Steamflooding with alternating injection and production cycles
US5350014A (en) 1992-02-26 1994-09-27 Alberta Oil Sands Technology And Research Authority Control of flow and production of water and oil or bitumen from porous underground formations
US5860475A (en) * 1994-04-28 1999-01-19 Amoco Corporation Mixed well steam drive drainage process
US6089322A (en) * 1996-12-02 2000-07-18 Kelley & Sons Group International, Inc. Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation
US5927404A (en) 1997-05-23 1999-07-27 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion
US7186673B2 (en) 2000-04-25 2007-03-06 Exxonmobil Upstream Research Company Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same
US6591908B2 (en) * 2001-08-22 2003-07-15 Alberta Science And Research Authority Hydrocarbon production process with decreasing steam and/or water/solvent ratio
GB0416310D0 (en) 2004-07-21 2004-08-25 Bp Exploration Operating Method
BRPI0720188B1 (pt) * 2006-10-31 2018-10-16 Exxonmobil Upstream Res Co método de modelagem de um sistema de reservatório e meio de armazenamento legível por computador

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104989369A (zh) * 2015-06-10 2015-10-21 中国海洋石油总公司 一种大排量井下油水分离环空测调系统
CN104989369B (zh) * 2015-06-10 2017-09-12 中国海洋石油总公司 一种大排量井下油水分离环空测调系统

Also Published As

Publication number Publication date
EP2347094B1 (en) 2013-03-20
BRPI0919480A2 (pt) 2017-08-01
CA2739103A1 (en) 2010-04-15
EP2347094A1 (en) 2011-07-27
MX2011003125A (es) 2011-04-12
RU2518684C2 (ru) 2014-06-10
CA2739103C (en) 2016-06-28
US8356665B2 (en) 2013-01-22
WO2010042715A1 (en) 2010-04-15
US20100089573A1 (en) 2010-04-15
AR073735A1 (es) 2010-11-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2011117402A (ru) Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты)
CN106097120B (zh) 一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法
CN109653721B (zh) 一种浅层低压低渗透油藏压裂增能驱油一体化工艺方法
CN103089228A (zh) 一种泥质白云岩地面交联酸携砂酸压方法
US20190093463A1 (en) Hydraulic Fracturing with Nanobubbles
RU2612060C1 (ru) Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений
RU2456441C1 (ru) Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины
RU2527429C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
RU2540713C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
RU2627338C1 (ru) Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти
RU2571964C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
RU2504646C1 (ru) Способ разработки залежей нефти с применением заводнения
RU2339802C1 (ru) Циклический способ разработки залежей нефти
RU2304704C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором
RU2732742C1 (ru) Способ разработки водонефтяного пласта
RU2558546C1 (ru) Способ разработки многопластового нефтяного месторождения
CN107060707A (zh) 油井注气方法
RU2242594C1 (ru) Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной
RU2590965C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
RU2344279C1 (ru) Способ разработки залежи высоковязкой нефти
CN109388771B (zh) 一种深层稠油泡沫油降粘吞吐井生产参数的计算方法
RU2592931C1 (ru) Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработки
RU2527432C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа
RU2139417C1 (ru) Способ добычи нефти е.юдина
RU2802645C1 (ru) Способ увеличения нефтеотдачи пласта

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20191009