RU2027848C1 - Method of exploitation of gas-oil pools - Google Patents
Method of exploitation of gas-oil pools Download PDFInfo
- Publication number
- RU2027848C1 RU2027848C1 SU5036070A RU2027848C1 RU 2027848 C1 RU2027848 C1 RU 2027848C1 SU 5036070 A SU5036070 A SU 5036070A RU 2027848 C1 RU2027848 C1 RU 2027848C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- gel
- water
- injection
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и предназначено для увеличения коэффициентов конечной нефте- и конденсатоотдачи нефтегазовых залежей. The invention relates to the oil industry and is intended to increase the coefficients of the final oil and condensate recovery of oil and gas deposits.
Известен способ разработки газоконденсатных или нефтяных залежей, в котором осуществляется разработка трещиновато-пористых залежей путем циклической закачки оторочек растворителя и оторочки геля. Первоначально оторочка растворителя используется для отмыва нефти из системы трещин. Затем закачиваемая оторочка геля тампонирует систему трещин, а последующая оторочка растворителя отмывает нефть из системы блоков и т.д. [1]. A known method of developing gas condensate or oil deposits, in which the development of fractured-porous deposits is carried out by cyclic injection of solvent rims and gel rims. Initially, the rim of the solvent is used to wash oil from the system of cracks. Then, the injected rim of the gel plugs the system of cracks, and the subsequent rim of the solvent launders the oil from the block system, etc. [1].
Основным недостатком такого способа является то, что он не может быть применен к разработке нефтегазовых залежей, так как не учитывает наличие газовой шапки. The main disadvantage of this method is that it cannot be applied to the development of oil and gas deposits, as it does not take into account the presence of a gas cap.
Известен также способ снижения проницаемости высокопроницаемых зон продуктивного пласта, заключающийся в том, что в эту зону нагнетают гелеобразующий раствор, который после определенного времени гелеобразования превращается в гель, закупоривающий эту зону, причем одновременно с закачкой гелеобразующего раствора над и под ним нагнетают воду [2]. There is also a method of reducing the permeability of highly permeable zones of the reservoir, which consists in injecting a gel-forming solution into this zone, which after a certain gelation time turns into a gel, clogging this zone, and simultaneously with pumping the gel-forming solution, water is injected above and below it [2] .
Нагнетание воды по данному способу производят только в момент закачки гелеобразующего состава, оно предназначено для того, чтобы предотвратить распространение гелеобразующего раствора вверх и вниз по высокопроницаемому пласту и тем самым снизить его расход и локализовать зону обработки. Injection of water by this method is carried out only at the time of injection of the gelling composition, it is intended to prevent the spreading of the gelling solution up and down the highly permeable formation and thereby reduce its flow rate and localize the treatment zone.
Недостатком известного технического решения является то, что образовавшийся гель не позволяет предотвратить поступление газа при разработке нефтяных залежей с газовой шапкой, поскольку газ будет обходить зону, обработанную гелеобразующим раствором, и поступать к зоне отбора нефти. Поскольку свойства получаемого геля не согласуются с проницаемостью и анизотропией пласта, то будут происходить смещение его в зону отбора пластовой жидкости и последующий вынос его вместе с ней на поверхность, и, как следствие, дальнейший прорыв газа из газовой шапки. A disadvantage of the known technical solution is that the resulting gel does not prevent the flow of gas during the development of oil deposits with a gas cap, since the gas will bypass the zone treated with the gel-forming solution and go to the oil extraction zone. Since the properties of the obtained gel do not agree with the permeability and anisotropy of the formation, it will shift to the formation fluid extraction zone and then bring it along with it to the surface, and, as a result, further gas breakthrough from the gas cap.
Известен способ разработки нефтегазовой залежи, при котором производят стабилизацию положения газонефтяного контакта (ГНК), и, по сути дела, расчленение залежи на два самостоятельных объекта эксплуатации путем экранирования нефтяной оторочки и создания на ГНК жесткого непроницаемого экрана закачкой на ГНК реагентов, дающих после реакции тампонирующий осадок [3]. There is a known method of developing an oil and gas deposit, in which the position of the gas-oil contact (GOC) is stabilized, and, in fact, the reservoir is divided into two independent objects of operation by shielding the oil rim and creating a rigid impenetrable screen on the GOC by injecting reagents onto the GOC, which give plugging agents after the reaction sediment [3].
Однако после непродолжительного периода газ газовой шапки будет обходить созданный экран и поступать в зону отбора нефти по подэкранной зоне из-за снижения ГНК во время эксплуатации. However, after a short period of time, the gas cap gas will bypass the created screen and enter the oil extraction zone through the sub-screen zone due to a decrease in the SOC during operation.
Известен также способ разработки нефтегазовой залежи, включающий барьерное заводнение путем непрерывной закачки воды, на ГНК и предотвращение поступления на некоторое время газа газовой шапки в добывающую скважину [4] . There is also known a method of developing an oil and gas reservoir, including barrier water flooding by continuously pumping water onto a gas pump and preventing gas cap gas from entering a production well for some time [4].
Недостатком этого способа является то, что не учитываются при создании барьера проницаемость и анизотропия пласта, что приведет при небольшой анизотропии пласта к тому, что произойдет смещение водяного барьера в зону отбора нефти и ее обводнение с последующим прорывом в эту зону газа из газовой шапки. Кроме того, барьерное заводнение не мешает прорыву газа к добывающим скважинам, расположенными внутри контура газоносности. The disadvantage of this method is that the permeability and anisotropy of the formation are not taken into account when creating the barrier, which, with a small anisotropy of the formation, will lead to the displacement of the water barrier into the oil extraction zone and its flooding, followed by the breakthrough of gas from the gas cap into this zone. In addition, barrier waterflooding does not interfere with the breakthrough of gas to production wells located inside the gas contour.
Известен также способ разработки нефтегазовых залежей, включающий создание пенных экранов, предотвращающих образование газового конуса в тонких нефтяных оторочках [5]. There is also known a method of developing oil and gas deposits, including the creation of foam screens that prevent the formation of a gas cone in thin oil rims [5].
Однако этот экран недолговечен, существует всего несколько дней, также в процессе эксплуатации спускается в зону отбора нефти и позволяет газу газовой шапки поступать в добывающую скважину. However, this screen is short-lived, there are only a few days, it also descends into the oil extraction zone during operation and allows the gas of the gas cap to enter the production well.
Наиболее близким техническим решением к изобретению является способ разработки нефтегазовых залежей, включающий разбуривание залежи сеткой скважин, создание в добывающей скважине до начала эксплуатации непроницаемого экрана в области газонефтяного контакта (ГНК), отбор жидкости в области нефтенасыщенности и закачку агента в газонасыщенную часть залежи [6]. The closest technical solution to the invention is a method for developing oil and gas deposits, including drilling a reservoir with a network of wells, creating an impermeable screen in the gas-oil contact (GOC) area in the production well before starting operation, taking liquid in the oil saturation region and injecting the agent into the gas-saturated part of the reservoir [6] .
Недостатком известного способа является то, что при создании непроницаемого экрана не учитываются проницаемость коллектора и его анизотропия по каждой добывающей скважине и не согласуются свойства создаваемого непроницаемого экрана с указанными параметрами коллектора, в результате чего, например, при небольшой анизотропии пласта созданный экран "провалится" в область нефтенасыщенности, т.е. в процессе отбора пластовой жидкости происходит снижение ГНК и вместе с ним непроницаемого экрана, причем это происходит с формированием газового конуса и с последующим прорывом газа газовой шапки в добывающую скважину, что, в свою очередь, значительно снижает нефтеотдачу пласта и темп разработки залежи. The disadvantage of this method is that when creating an impermeable screen, the permeability of the reservoir and its anisotropy for each production well are not taken into account and the properties of the created impermeable screen are not consistent with the specified parameters of the reservoir, as a result of which, for example, with a small anisotropy of the formation, the created screen will “fail” in oil saturation region, i.e. in the process of reservoir fluid selection, the SOC and, with it, an impenetrable screen decrease, and this occurs with the formation of a gas cone and subsequent breakthrough of the gas cap gas into the production well, which, in turn, significantly reduces the oil recovery and the rate of reservoir development.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи и темпов разработки за счет уменьшения поступления газа в нефтенасыщенную зону. The objective of the invention is to increase oil recovery and development by reducing the flow of gas into the oil-saturated zone.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтегазовых залежей, включающем разбуривание залежи сеткой скважин, создание в добывающей скважине до начала эксплуатации непроницаемого экрана в области газонефтяного контакта (ГНК), отбор жидкости в области нефтенасыщенности и закачку агента в газонасыщенную часть залежи, по каждой добывающей скважине предварительно определяют проницаемость коллектора и его анизотропию, непроницаемый экран создают в каждой добывающей скважине путем закачки гелеобразующего раствора с временем гелеобразования и вязкостью после гелеобразования не менее соответственно промежутка времени и значения вязкости, обеспечивающих в зависимости от проницаемости коллектора и его анизотропии размещение нижней границы непроницаемого экрана в интервале от ГНК до места отбора жидкости и условие невымываемости образованного геля при отборе жидкости, а в качестве агента в газонасыщенную часть залежи закачивают воду и создают водяной барьер, при этом воду при создании водяного барьера закачивают над созданным непроницаемым экраном с интенсивностью закачки не меньше интенсивности отбора жидкости. The problem is achieved in that in a method for developing oil and gas deposits, including drilling a reservoir with a grid of wells, creating an impermeable screen in the gas-oil contact (GOC) area in the production well before starting operation, taking liquid in the oil saturation region and injecting the agent into the gas-saturated part of the reservoir, for each the permeability of the reservoir and its anisotropy are preliminarily determined, an impermeable screen is created in each production well by injection of a gelling solution with gelation time and viscosity after gelation is not less than, respectively, the time interval and viscosity value, which, depending on the permeability of the collector and its anisotropy, ensures the placement of the lower boundary of the impermeable screen in the interval from the SOC to the place of fluid withdrawal and the condition of the leachability of the gel formed during fluid withdrawal, and as an agent water is pumped into the gas-saturated part of the deposit and a water barrier is created, while water is pumped over the created impermeable screen when creating a water barrier m with an injection rate of not less than the intensity of fluid withdrawal.
Задачей изобретения является также снижение затрат при создании добывающих и нагнетательных скважин. The objective of the invention is also to reduce costs when creating production and injection wells.
Для этого закачку воды начинают до завершения процесса гелеобразования и закачивают воду через те же перфорационные отверстия, через которые осуществляли закачку гелеобразующего раствора. Гелеобразующий раствор перед закачкой в пласт может быть выдержан до достижения им требуемой вязкости, в зависимости от проницаемости коллектора и анизотропии. Отбор жидкости и закачку воды осуществляют по одной скважине путем отбора жидкости по спущенной в скважину колонне труб с пакером в интервале ГНК и закачки воды по затрубному пространству. В затрубное пространство закачивают подогретую воду, а разбуривание залежи осуществляют сеткой скважин с несколькими горизонтальными стволами, по крайней мере один из которых бурят в области нефтенасыщенности и через него производят отбор жидкости, а другой - параллельно первому в газонасыщенной части над ГНК и через него производят закачку сначала гелеобразующего раствора, а затем воды. To do this, water injection is started until the gelation process is completed and water is pumped through the same perforations through which the gel-forming solution was pumped. The gel-forming solution before injection into the formation can be maintained until it reaches the desired viscosity, depending on the permeability of the reservoir and anisotropy. The selection of fluid and the injection of water is carried out in one well by sampling the fluid down the pipe string with a packer in the interval of the SOC and pumping water through the annulus. Heated water is pumped into the annulus, and the drilling of the deposit is carried out by a network of wells with several horizontal shafts, at least one of which is drilled in the oil saturation region and fluid is taken through it, and the other is parallel to the first in the gas-saturated part above the GOC and pumped through it first a gelling solution, and then water.
Дополнительно к скважине с совмещенными функциями отбора нефти и закачки воды бурят систему нагнетательных скважин, через которые осуществляют закачку воды в газо- и нефтенасыщенные интервалы, при этом суммарный темп закачки воды не меньше темпа отбора жидкости из соответствующего элемента разработки залежи. In addition to the well with the combined functions of oil extraction and water injection, a system of injection wells is drilled through which water is pumped into gas and oil saturated intervals, and the total rate of water injection is not less than the rate of liquid withdrawal from the corresponding element of the reservoir development.
В заявленном техническом решении функциональное назначение экрана иное, нежели в известных решениях. Назначение экрана в известных решениях: предотвратить прорыв газа из газовой шапки. В предлагаемом способе создаваемый экран препятствует "опусканию", прорыву закачиваемой впоследствии воды в призабойные зоны добывающих скважин. Таким образом, происходит изменение функционального назначения экрана в области ГНК в привычном его понимании, так как экран препятствует поступлению воды, а не газа, как это было принято в известных технических решениях. Наряду с этим в предлагаемом изобретении осуществлено объединение идей одновременного создания экрана и барьера. Барьер препятствует поступлению газа к забою скважины, а экран не пропускает воду в интервал добычи нефти. Кроме того, накладывается ограничение на интенсивность закачки воды в область газоносности. При этом операции добычи и нагнетания совмещают в одной скважине, а в случае оторочки высоковязкой нефти в затрубное пространство закачивают горячую воду. Кроме предотвращения прорыва газа, создание жидкостного барьера поддерживает давление в нефтегазовой залежи в течение определенного времени. Поддержание пластового давления предохраняет от смещения оторочки нефти за пределы ее первоначального залегания, а следовательно, также способствует повышению нефтеотдачи, так как запасы нефти не расформировываются. Поддержание давления, осуществляемое в нефтегазовой залежи, предотвращает сначала и уменьшает затем потери конденсата в газоконденсатной шапке при добыче газа и конденсата. In the claimed technical solution, the functional purpose of the screen is different than in the known solutions. The purpose of the screen in known solutions: to prevent a breakthrough of gas from the gas cap. In the proposed method, the created screen prevents “lowering”, the breakthrough of subsequently pumped water into the bottom-hole zones of production wells. Thus, there is a change in the functional purpose of the screen in the SOC in the usual sense, since the screen prevents the flow of water, not gas, as was the case in the well-known technical solutions. Along with this, the proposed invention combines the ideas of simultaneously creating a screen and a barrier. The barrier prevents the flow of gas to the bottom of the well, and the screen does not allow water to pass into the oil production interval. In addition, a restriction is imposed on the intensity of water injection into the gas content region. In this case, the operations of production and injection are combined in one well, and in the case of a rim of highly viscous oil, hot water is pumped into the annulus. In addition to preventing gas breakthroughs, the creation of a liquid barrier maintains pressure in the oil and gas reservoir for a certain time. Maintaining reservoir pressure prevents the rim of the oil from shifting beyond its initial occurrence, and therefore also contributes to enhanced oil recovery, since oil reserves are not disbanded. Maintaining pressure in the oil and gas reservoir prevents first and then reduces the loss of condensate in the gas condensate cap during gas and condensate production.
Предлагаемый способ разработки нефтегазовых залежей осуществляется следующим образом. The proposed method for the development of oil and gas deposits is as follows.
После разбуривания залежи сеткой скважин каждая добывающая скважина пускается в пробную эксплуатацию. Осуществляется контроль за динамикой дебитов по нефти, газу и воде, давлений и температур на забое и в устье скважин. Производится компьютерная идентификация параметров пласта и находятся реальные, присущие данной скважине значения проницаемости коллектора и коэффициента анизотропии. В случае невозможности пробной эксплуатации указанные параметры определяются на основе поинтервальных геолого-геофизических исследований и анализа кернового материала. В зависимости от найденных значений проницаемости и коэффициента анизотропии на основе компьютерного моделирования и использования уточненной геологической модели удельной зоны дренирования определяют для конкретной добывающей скважины размер гелиевого экрана вблизи ГНК, вязкость геля после гелеобразования, время гелеобразования и темп закачки гелеобразующего раствора. Время гелеобразования гелеобразующего раствора и вязкость после гелеобразования должны быть не менее промежутка времени и значения вязкости, обеспечивающих создание непроницаемого экрана с нижней границей в интервале от ГНК до места отбора жидкости и условие невымываемости образованного геля при отборе жидкости. В зависимости от указанных условий подбирают и размер гелиевого экрана и темп закачки гелеобразующего раствора. After drilling a reservoir with a grid of wells, each producing well is put into trial operation. The dynamics of oil, gas and water flow rates, pressures and temperatures at the bottom and at the wellhead are monitored. Computer-aided identification of the formation parameters is performed and the real values of reservoir permeability and anisotropy coefficient inherent in a given well are found. If it is impossible to test operation, these parameters are determined on the basis of interval geological and geophysical studies and analysis of core material. Depending on the found values of permeability and anisotropy coefficient, on the basis of computer simulation and the use of an updated geological model of the specific drainage zone, the size of the helium screen near the SOC, gel viscosity after gel formation, gel formation time and injection rate of the gel-forming solution are determined for a particular production well. The gelation time of the gel-forming solution and the viscosity after gelation must be at least a period of time and a viscosity value that ensures the creation of an impenetrable screen with a lower boundary in the interval from the SOC to the place of fluid withdrawal and the condition of non-washability of the gel formed during fluid withdrawal. Depending on the specified conditions, both the size of the helium screen and the rate of injection of the gelling solution are selected.
Размещение нижней границы непроницаемого экрана ниже ГНК предотвращает проникновение водяного барьера под экраном в зону отбора пластовой жидкости, поскольку под таким экраном будет отсутствовать газонасыщенная зона, более проницаемая по сравнению с нефтенасыщенной зоной. Вязкость гелеобразующего раствора и время гелеобразования подбирается с таким расчетом, чтобы этот раствор можно было беспрепятственно закачать в зону ГНК с размещением нижней границы экрана ниже ГНК и предотвратить уход геля из экрана при отборе жидкости в зону отбора. Если, например, пласт обладает повышенной проницаемостью в горизонтальном направлении по сравнению с проницаемостью в вертикальном направлении, то возможно нагнетание гелеобразующего раствора для создания непроницаемого экрана с повышенной вязкостью, для чего гелеобразующий раствор предварительно перед закачкой в пласт выдерживают до достижения им требуемой в зависимости от проницаемости коллектора и анизотропии вязкости, которая позволила бы беспрепятственно закачать его в пласт при создании непроницаемого экрана заданных размеров и предотвратила бы его дальнейшее вымывание в процессе отбора пластовой жидкости. Placing the lower boundary of the impermeable screen below the SOC prevents the penetration of a water barrier under the screen into the formation fluid extraction zone, since under this screen there will be no gas-saturated zone that is more permeable compared to the oil-saturated zone. The viscosity of the gelling solution and the gelling time are selected so that this solution can be freely injected into the GNA zone with the lower boundary of the screen below the GNA and prevent the gel from leaving the screen when liquid is taken into the selection zone. If, for example, the formation has increased permeability in the horizontal direction compared to that in the vertical direction, then it is possible to inject a gel-forming solution to create an impermeable screen with increased viscosity, for which the gel-forming solution is previously held before being injected into the formation until it reaches the required permeability collector and viscosity anisotropy, which would allow to smoothly pump it into the reservoir while creating an impermeable screen of a given size ditch and would prevent its further leaching in the process of selecting reservoir fluid.
До начала промышленной эксплуатации скважины в призабойной, газонасыщенной зоне пласта формируется гелиевый экран. Для этого заранее в скважину спускается колонна труб с пакером на уровне первоначального ГНК. По затрубному пространству осуществляется закачка гелеобразующего раствора в газонасыщенную часть пласта выше ГНК. Закачку продолжают до опускания нижней границы непроницаемого экрана ниже ГНК. Before the commercial operation of the well begins, a helium screen is formed in the bottomhole, gas-saturated zone of the formation. To do this, a pipe string with a packer is lowered into the well in advance at the level of the initial GOC. A gelling solution is pumped through the annulus into the gas-saturated part of the formation above the GOC. The injection is continued until the lower boundary of the impermeable screen is lower than the GNK.
После закачки заданного объема гелеобразующего раствора и в процессе гелеобразования осуществляют переход на закачку воды, причем закачку воды ведут через те же перфорационные отверстия и с интенсивностью не менее интенсивности отбора жидкости, к которому приступают после завершения процесса гелеобразования. After injecting a predetermined volume of the gelling solution and during gelling, a transition is made to the water injection, the water being pumped through the same perforations and with an intensity not less than the intensity of liquid withdrawal, which is started after the gelation process is completed.
Добыча нефти ведется по колонне труб и сопровождается закачкой воды по затрубному пространству в газонасыщенную зону пласта. Интенсивность закачки воды должна быть не менее интенсивности отбора жидкости, чтобы, во-первых, обеспечить создание водного барьера и распространение его в горизонтальном направлении от скважины, и, во-вторых, предотвратить истощение водного барьера в процессе отбора нефти. Закачка воды в газо- и нефтенасыщенный интервалы может осуществляться через дополнительные нагнетательные скважины. Oil is produced through the pipe string and is accompanied by water injection through the annulus into the gas-saturated zone of the formation. The intensity of water injection should be not less than the intensity of fluid withdrawal, in order, firstly, to ensure the creation of a water barrier and its horizontal distribution from the well, and, secondly, to prevent depletion of the water barrier in the process of oil extraction. Water injection into gas and oil saturated intervals can be carried out through additional injection wells.
П р и м е р. Рассматривается газонефтяная залежь месторождения А, однородная по коллекторским свойствам, имеющая нефтяную оторочку толщиной 12 м, подстилаемую подошвенной водой с толщиной водонасыщенной зоны 20 м и газовую шапку толщиной 60 м. С использованием данных опытной эксплуатации скважины в результате решения обратной трехмерной, трехфазной задачи по идентификации фильтрационно-емкостных параметров пласта были определены значения коэффициента проницаемости KX=6,5 Дарси и коэффициента анизотропии пласта КX/КZ= 99,8 для рассматриваемой залежи. Вязкость нефти в пластовых условиях равняется 1,8 сП, начальное пластовое давление 15,6 МПа. На нефтяную оторочку пробурена горизонтальная скважина с длиной горизонтального ствола 1000 м, ствол скважины располагается над водонефтяным контактом на расстоянии 1/3 от величины нефтенасыщенного интервала.PRI me R. A gas-oil deposit of field A is considered, homogeneous in reservoir properties, having an oil rim 12 m thick, lined with bottom water with a water saturated zone 20 m thick and a gas cap 60 m thick. Using well test data as a result of solving the inverse three-dimensional, three-phase identification problem reservoir-permeability parameters of the formation, the permeability coefficient K X = 6.5 Darcy and the reservoir anisotropy coefficient K X / K Z = 99.8 were determined for the reservoir under consideration. The viscosity of oil in reservoir conditions is 1.8 cP, the initial reservoir pressure of 15.6 MPa. A horizontal well was drilled at the oil rim with a horizontal bore length of 1000 m, the wellbore is located above the oil-water contact at a distance of 1/3 of the value of the oil-saturated interval.
Рассматриваемая скважина в течение 6,5 мес. находилась в опытной эксплуатации. Она эксплуатировалась в режиме заданной депрессии, равной 0,5 МПа. За это время продукция скважины характеризовалась данными, представленными в табл. 1. The considered well for 6.5 months. was in trial operation. It was operated in the mode of a given depression equal to 0.5 MPa. During this time, the production of the well was characterized by the data presented in table. 1.
С использованием полученных фактических данных эксплуатации скважины на основе трехмерной трехфазной математической модели решена обратная задача по уточнению коэффициента проницаемости и степени анизотропии пласта по проницаемости (отношение проницаемостей вдоль КХ и поперек КZ напластования). Оказалось, что наилучшее совпадение фактических и расчетных показателей эксплуатации скважин имеет место при коэффициенте проницаемости КХ=6500 мд и КХ/KZ=99,8.Using the obtained actual data of well operation on the basis of a three-dimensional three-phase mathematical model, the inverse problem was solved to refine the permeability coefficient and the degree of formation anisotropy in permeability (permeability ratio along K X and across K Z bed). It turned out that the best match between the actual and estimated indicators of well operation occurs when the permeability coefficient K X = 6500 ppm and K X / K Z = 99.8.
Для такой уточненной геолого-математической модели элемента пласта с использованием алгоритма трехмерной четырехфазной фильтрации были рассчитаны наилучшие (с точки зрения коэффициента нефтеотдачи) параметры:
а) гелиевого экрана - длина экрана 50 м, толщина 5 м, время закачки геля с вязкостью 2 сП - 6 сут с темпом 10000 м3/сут, через горизонтальную скважину, расположенную над добывающей и параллельно ей выше ГНК на 3 м, время гелеобразования 12 сут, вязкости после гелеобразования не менее 100 сП, что обеспечит невымываемость геля при добыче нефти;
б) жидкостного барьера - начало закачки жидкости (воды) через 3 сут после окончания закачки геля с репрессией 0,5 МПа; и времени начала отбора нефти - через 6 сут после начала закачки жидкости (воды), когда ее фронт дойдет до конца экрана. Отбор нефти осуществляется с депрессией 0,5 МПа. Указанные репрессия закачки жидкости и депрессия отбора нефти обеспечивают темп закачки жидкости выше темпа отбора нефти.For such a refined geological and mathematical model of a reservoir element using the three-dimensional four-phase filtration algorithm, the best (from the point of view of oil recovery coefficient) parameters were calculated:
a) a helium screen — a screen length of 50 m, a thickness of 5 m, a gel injection time with a viscosity of 2 cP — 6 days at a rate of 10,000 m 3 / day, through a horizontal well located 3 m above the production and parallel to the production unit,
b) liquid barrier - the beginning of the injection of liquid (water) 3 days after the end of the injection of the gel with repression of 0.5 MPa; and the time of the start of oil extraction - 6 days after the start of the injection of liquid (water), when its front reaches the end of the screen. The selection of oil is carried out with a depression of 0.5 MPa. The indicated repression of fluid injection and depression of oil recovery provide a fluid injection rate higher than the oil recovery rate.
В табл. 2 приведены показатели разработки для элемента пласта с применением пенного экрана длиной 50 м (базовый вариант) и показатели с использованием предлагаемой технологии. In the table. Figure 2 shows the development indicators for a formation element using a foam screen 50 m long (basic version) and indicators using the proposed technology.
Таким образом, создание водяного барьера совместно с гелиевым экраном позволяет значительно повысить нефтеотдачу пласта и темп отбора нефти. Thus, the creation of a water barrier together with a helium screen can significantly increase oil recovery and the rate of oil recovery.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5036070 RU2027848C1 (en) | 1992-03-11 | 1992-03-11 | Method of exploitation of gas-oil pools |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5036070 RU2027848C1 (en) | 1992-03-11 | 1992-03-11 | Method of exploitation of gas-oil pools |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2027848C1 true RU2027848C1 (en) | 1995-01-27 |
Family
ID=21601221
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5036070 RU2027848C1 (en) | 1992-03-11 | 1992-03-11 | Method of exploitation of gas-oil pools |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2027848C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442882C1 (en) * | 2010-07-21 | 2012-02-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Method for edge oil rim development |
| RU2502861C2 (en) * | 2011-10-19 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it |
| RU2519243C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть") | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water |
| RU2776552C1 (en) * | 2022-02-11 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for exploitation of a deposit with porous-cavernous-fractured reservoir by horizontal wells |
-
1992
- 1992-03-11 RU SU5036070 patent/RU2027848C1/en active
Non-Patent Citations (6)
| Title |
|---|
| 1. Патент США N 4683949, 166-270, опубл.1987. * |
| 2. Патент США N 4842068, 166-269, опубл. 1989. * |
| 3. Патент США N 3013607, 166-10, опубл. 1961. * |
| 4. Мартос В.И. Анализ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей. М.: ВНИИОЭНГ. Серия: Нефтепромысловое дело, 1976, с.10. * |
| 5. Патент США N 3366175, 166-9, опубл. 1965. * |
| 6. Патент США N 4977959, 166-274, опубл. 1990. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442882C1 (en) * | 2010-07-21 | 2012-02-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Method for edge oil rim development |
| RU2502861C2 (en) * | 2011-10-19 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it |
| RU2519243C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть") | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water |
| RU2776552C1 (en) * | 2022-02-11 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for exploitation of a deposit with porous-cavernous-fractured reservoir by horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5339904A (en) | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections | |
| US3692111A (en) | Stair-step thermal recovery of oil | |
| Holt et al. | Underground storage of CO2 in aquifers and oil reservoirs | |
| US4766958A (en) | Method of recovering viscous oil from reservoirs with multiple horizontal zones | |
| US6186232B1 (en) | Enhanced oil recovery by altering wettability | |
| US3480079A (en) | Well treating methods using temperature surveys | |
| US2784787A (en) | Method of suppressing water and gas coning in oil wells | |
| US3228470A (en) | Method of mitigating the production of undesirable gas or water in oil wells | |
| US3118499A (en) | Secondary recovery procedure | |
| US2104488A (en) | Treatment of wells | |
| US4417620A (en) | Method of recovering oil using steam | |
| RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
| US2365428A (en) | Recovery of oil from oil fields | |
| RU2027848C1 (en) | Method of exploitation of gas-oil pools | |
| CA2250648C (en) | Enhanced oil recovery by altering wettability | |
| US2828819A (en) | Oil production method | |
| RU2090743C1 (en) | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones | |
| RU2154156C2 (en) | Method of oil-gas pool development | |
| US2918124A (en) | Method of cementing unusable boreholes | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water | |
| Azari et al. | Reservoir engineering applications to control excess water and gas production | |
| RU2010955C1 (en) | Method of development of non-uniform oil reservoir | |
| Azari et al. | Review of reservoir engineering aspects of conformance control technology | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2085723C1 (en) | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs |