RU2065934C1 - Method of developing an oil pool characterized by nonuniformity in respect to permeability and oil saturation - Google Patents
Method of developing an oil pool characterized by nonuniformity in respect to permeability and oil saturation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2065934C1 RU2065934C1 RU94024291A RU94024291A RU2065934C1 RU 2065934 C1 RU2065934 C1 RU 2065934C1 RU 94024291 A RU94024291 A RU 94024291A RU 94024291 A RU94024291 A RU 94024291A RU 2065934 C1 RU2065934 C1 RU 2065934C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- formation
- dielectric constant
- permeability
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке неоднородной (в разрезе) по проницаемости и насыщенности нефтью залежи и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. The invention relates to the development of heterogeneous (in the context of) permeability and oil saturation of the reservoir and can be used in the oil and gas industry.
Неоднородной (в разрезе) по проницаемости и насыщенности нефтью залежь может быть как в силу действия объективных (процесс ее формирования не окончен), так и субъективных (распределение нефтенасыщенности в залежи после или в процессе ее разработки с применением метода заводнения) обстоятельств. The reservoir can be heterogeneous in terms of permeability and oil saturation due to both objective (the process of its formation is not completed) and subjective (distribution of oil saturation in the reservoir after or during its development using the waterflooding method).
Известен способ разработки нефтяных месторождений путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора нефти и воды из добывающих скважин [1]
Недостатком известного способа при его применении в неоднородных по проницаемости и насыщенности нефтью залежах является низкая эффективность из-за балластного проскальзывания воды по сравнительно высокопроницаемым и слабо насыщенным нефтью прослоям, что приводит к крайне низкому коэффициенту нефтеизвлечения и отбору с добытой тонной нефти большого количества попутной воды.A known method of developing oil fields by pumping water into injection wells and the selection of oil and water from producing wells [1]
The disadvantage of this method when it is used in reservoirs that are heterogeneous in permeability and oil saturation is low efficiency due to ballast slippage of water along relatively highly permeable and weakly saturated with oil layers, which leads to an extremely low oil recovery coefficient and the selection of a large amount of associated water from produced ton oil.
Наиболее близким к изобретению является способ разработки, в котором с целью повышения эффективности нефтевытеснения закачивают с нагнетательные скважины оторочки различных физико-химических веществ: кислот, щелочей, полимеров, поверхностно-активных веществ, углекислот, различного рода растворителей и т.д. [2]
Объемы оторочек, как правило, не превышают нескольких десятков тонн (м3, что позволяет охватить ими только призабойную зону пласта. Оторочки или их композиции предназначены, как правило, для увеличения коэффициента продуктивности скважины, изоляции обводнившихся прослоев, подключения в фильтрацию неработающих слоев (прослоев), выравнивания профилей притока и отдачи.Closest to the invention is a development method in which, in order to increase the efficiency of oil displacement, rims of various physicochemical substances are pumped from injection wells: acids, alkalis, polymers, surfactants, carbon dioxide, various kinds of solvents, etc. [2]
The volumes of the rims, as a rule, do not exceed several tens of tons (m 3 , which allows them to cover only the bottom-hole zone of the formation. The fringes or their compositions are intended, as a rule, to increase the coefficient of productivity of the well, to isolate the flooded interlayers, to connect inoperative layers (interlayers) ), alignment of inflow and return profiles.
Недостатком способа, принятого за прототип, при его применении в неоднородной по проницаемости и насыщенности нефтью залежи является низкая эффективность либо из-за охвата более эффективным вытеснением только призабойной зоны пласта (основная масса запасов воздействия не испытывает), либо из-за преимущественного воздействия на дренируемые объемы пласта (недренируемые части воздействия не испытывают). The disadvantage of the method adopted for the prototype, when it is used in a reservoir that is heterogeneous in permeability and oil saturation, is low efficiency, either due to the more effective displacement of only the bottom-hole zone of the formation (the bulk of the reserves are not affected), or because of the predominant effect on the drained formation volumes (non-drained parts of the impact do not experience).
Естественные геолого-физические факторы, сопутствующие процессам формирования и разработки залежей углеводородов, приводят к поляризации скелета пласта. Последний обладает собственным внутрипластовым электростатическим полем и именно в нем и происходит фильтрация пластовых флюидов. Причиной возникновения сил, действующих на среду в электростатическом поле, является его поляризация, т.е. образование элементарных молекулярных диполей под действием электростатического поля. При этом среда с большей диэлектрической проницаемостью под действием электростатических сил втягивается в поровое пространство, вытесняя среду с меньшей диэлектрической проницаемостью. Natural geological and physical factors accompanying the processes of formation and development of hydrocarbon deposits lead to polarization of the skeleton of the reservoir. The latter has its own in-situ electrostatic field and it is in it that the formation fluid is filtered. The cause of the forces acting on the medium in an electrostatic field is its polarization, i.e. the formation of elementary molecular dipoles under the influence of an electrostatic field. In this case, a medium with a higher dielectric constant under the action of electrostatic forces is drawn into the pore space, displacing a medium with a lower dielectric constant.
Задача изобретения повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем вовлечения в фильтрацию, при используемой системе разработки, недренируемых запасов за счет создания разности диэлектрических проницаемостей фильтрующихся и неподвижных флюидов. The objective of the invention is to increase the efficiency of oil recovery from the bowels by involving in the filtration, with the development system used, non-drained reserves by creating a difference in the permittivity of the filtered and stationary fluids.
Предлагаемое техническое решение предусматривает разработку неоднородной по проницаемости и насыщенности нефтью залежи путем закачки в пласт через нагнетательную скважину композиции физико-химических веществ и отбора нефти из эксплуатационной скважины. От известного предлагаемое решение отличается тем, что состав композиции подбирают из условия создания в дренируемой части пласта меньшей диэлектрической проницаемости по сравнению с недренируемой частью и в объеме, исключающем поступление агрессивных компонентов композиции на забой добывающей скважины. The proposed technical solution involves the development of reservoirs heterogeneous in permeability and oil saturation by injecting a composition of physicochemical substances into the formation through an injection well and taking oil from the production well. The proposed solution differs from the known one in that the composition is selected from the condition of creating a lower dielectric constant in the drained part of the formation compared to the non-drained part and in a volume that excludes the entry of aggressive components of the composition to the bottom of the producing well.
Заменяя в дренируемой части пласта фильтрующуюся пресную воду на жидкость с низкой диэлектрической проницаемостью, можно получить в этом объеме суммарную диэлектрическую проницаемость ниже, чем в недренируемой части пласта. Тем самым неподвижные запасы нефти из последней будут перетекать в дренируемые объемы залежи, что приведет к повышению нефтеотдачи пласта, снижению обводненности продукции эксплуатационных скважин. Replacing the filtered fresh water in the drained part of the formation with a liquid with a low dielectric constant, it is possible to obtain a lower dielectric constant in this volume than in the non-draining part of the formation. Thus, the fixed oil reserves from the latter will flow into the drained volumes of the reservoir, which will lead to an increase in oil recovery and a decrease in the water cut in the production of production wells.
В реальных условиях пластов жидкостями с низкой диэлектрической проницаемостью наиболее часто являются кислоты, применительно к условиям Западной Сибири, в частности, концентрированная соляная кислота. Under real reservoir conditions, acids with the lowest dielectric constant are most often acid, as applied to the conditions of Western Siberia, in particular, concentrated hydrochloric acid.
Проведены лабораторные исследования по выяснению влияния кислот и добавок к ней различных химреагентов на величину вытеснения нефти из неподвижных объемов пласта. Исследования проводились на образцах керна пласта БС10 Мамонтовского месторождения Западной Сибири. Перед опытом образцы керна (цилиндры 3х2 см) тщательно экстрагировались до полного вымывания из них нефти. Далее в образцах создавалась центрифугированием остаточная вода минерализацией 20 г/л, затем образцы донасыщались под вакуумом моделью нефти (раствор нефти в керосине). Подготовленные образцы помещались в специальные бюксы, заполненные исследуемыми растворами. Определение количества вытесненной нефти производилось ежесуточно в течение 12 дн. По результатам исследований было установлено: при начальном содержании нефти в образцах 75 ее конечное содержание при капиллярном вытеснении пресной водой составило 50 при капиллярном вытеснении 24-ой соляной кислотой 37
Объем жидкости с низкой диэлектрической проницаемостью Vз в закачиваемой композиции определяют из условия
Vпз<Vз<<Vпред,
где Vпз объем реагентов при обычных работах с призабойной зоной пласта (до нескольких десятков м3 (м));
Vпред предельный объем закачки, при превышении которого агрессивный реагент, в частности, соляная кислота, может дойти до забоя добывающей скважины и вызвать негативные последствия в виде коррозии колонн, внутрискважинного и поверхностного оборудования. Величина Vпред зависит от неоднородности пласта по проницаемости (чем она выше, чем меньше Vпред), расходования реагента на реакцию со скелетом пласта и пластовыми флюидами (чем она выше, тем больше Vпред). Для типичных условий Vпред можно принять на уровне 0,1 0,15 порового нефтенасыщенного объема пласта. С учетом экономических, технических и технологических факторов обычно принимают Vпред=200-400 м3.Laboratory studies have been carried out to clarify the effect of acids and additives to it of various chemicals on the amount of oil displacement from fixed volumes of the reservoir. The studies were conducted on core samples of the BS 10 formation of the Mamontovskoye field in Western Siberia. Before the experiment, core samples (3x2 cm cylinders) were carefully extracted until the oil was completely washed out of them. Then, residual water was created in the samples by centrifugation with a salinity of 20 g / L, then the samples were saturated under vacuum with an oil model (oil solution in kerosene). Prepared samples were placed in special boxes filled with the studied solutions. The amount of oil displaced was determined daily for 12 days. According to the research results, it was found: with an initial oil content of 75, its final content with capillary displacement with fresh water was 50 with capillary displacement with 24th hydrochloric acid 37
The volume of liquid with a low dielectric constant V s in the injected composition is determined from the condition
V pz <V s << V before
where V pz the volume of reagents during normal operations with a bottomhole formation zone (up to several tens of m 3 (m));
V before injection volume limit above which the aggressive agent, in particular hydrochloric acid, can reach the bottom of the production well and to have negative consequences in terms of corrosion columns, downhole and surface equipment. The value of V pre depends on the heterogeneity of the formation in terms of permeability (the higher it is, the lower the V pre ), the expenditure of the reagent for the reaction with the skeleton of the formation and reservoir fluids (the higher it is, the greater the V pre ). For typical conditions, V pre can be taken at the level of 0.1 0.15 pore oil-saturated volume of the reservoir. Given the economic, technical and technological factors usually take V pre = 200-400 m 3 .
Реализуют предлагаемый способ следующим образом. Implement the proposed method as follows.
По результатам лабораторных исследований определяют оптимальный состав композиции. Объем оторочки может быть подобран на основе технико-экономических расчетов с использованием результатов фактической эксплуатации скважин при опытно-промышленной закачке реагентов (по данным о дополнительно добытой нефти на одну тонну закачанных реагентов). Based on the results of laboratory tests, the optimal composition is determined. The rim volume can be selected on the basis of technical and economic calculations using the results of actual well operation during the pilot injection of reagents (according to data on additional oil produced per ton of injected reagents).
Закачивают оторочку в нагнетательную скважину имеющимися в нефтяной промышленности как стационарными (насосы кустовой насосной станции), так и передвижными (ЦА-320) техническими средствами. Скважины для нагнетания подбирают по результатам анализа разработки залежи. The rim is pumped into the injection well by both stationary (pumps of a cluster pumping station) and mobile (CA-320) technical equipment available in the oil industry. Wells for injection are selected according to the results of the analysis of the development of the reservoir.
В качестве примера реализации предложенного технического решения рассмотрена опытная закачка кислотных композиций в пласт БС11 Карамовского месторождения Западной Сибири. Для нагнетания выбрана скважина 156. Ее окружают добывающие скважины 143, 145, 154, 155, 436, 437. Основные геолого-физические параметры пласта на экспериментальном участке: эффективная нефтенасыщенная толщина 8,4 м; коэффициент проницаемости 0,065 мкм2, пористости 18 начальной нефтенасыщенности 59 обводненность продукции добывающих скважин на начало эксперимента 85 Закачка в скважину 156 проведена в октябре 1990 года. Под давлением 5 12 МПа было закачано агрегатом ЦА-320 20 м3 грязевой кислоты концентрации 32 250 м3 соляной кислоты концентрации 24 совместно с ПАВ СНО-3Б концентрации 2 и 6 т ПАВ СНО-3Б концентрации 7
01.09.1991 года получен эффект в объеме 18 тыс.т дополнительной нефти, из них за счет повышения нефтеотдачи 12 тыс.т. Отбор попутной воды понижен на 7,4 тыс. м3.As an example of the implementation of the proposed technical solution, the experimental injection of acid compositions into the BS 11 layer of the Karamovsky field in Western Siberia is considered. Well 156 was chosen for injection. Production wells 143, 145, 154, 155, 436, 437 surround it. The main geological and physical parameters of the formation in the experimental section: effective oil saturated thickness of 8.4 m; permeability coefficient 0.065 μm 2 , porosity 18 of the initial oil saturation 59 water cut of production wells at the beginning of the experiment 85 Injection into well 156 was carried out in October 1990. Under a pressure of 5 12 MPa, CA-320 aggregate was injected with 20 m 3 of mud acid of a concentration of 32,250 m 3 of hydrochloric acid of a concentration of 24 together with a surfactant СНО-3Б of a concentration of 2 and 6 t of a surfactant СНО-3Б of a concentration of 7
09/01/1991, an effect in the amount of 18 thousand tons of additional oil was obtained, of which, due to increased oil recovery, 12 thousand tons Associated water withdrawal reduced by 7.4 thousand m 3 .
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94024291A RU2065934C1 (en) | 1994-06-29 | 1994-06-29 | Method of developing an oil pool characterized by nonuniformity in respect to permeability and oil saturation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94024291A RU2065934C1 (en) | 1994-06-29 | 1994-06-29 | Method of developing an oil pool characterized by nonuniformity in respect to permeability and oil saturation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94024291A RU94024291A (en) | 1996-02-20 |
RU2065934C1 true RU2065934C1 (en) | 1996-08-27 |
Family
ID=20157813
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94024291A RU2065934C1 (en) | 1994-06-29 | 1994-06-29 | Method of developing an oil pool characterized by nonuniformity in respect to permeability and oil saturation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2065934C1 (en) |
-
1994
- 1994-06-29 RU RU94024291A patent/RU2065934C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. В.А. Бадьянов, Ю.Е.Батурин и др. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Свердловск: Средне-Уральское книжное изд-во, 1975, с.158-165. 2. М.Л.Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1975, с.158-165. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Almalik et al. | Effects of alkaline flooding on the recovery of Safaniya crude oil of Saudi Arabia | |
RU2065934C1 (en) | Method of developing an oil pool characterized by nonuniformity in respect to permeability and oil saturation | |
RU2204703C2 (en) | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type | |
RU2725062C1 (en) | Development method of oil deposit with low-permeability headers and high-permeability interlayers | |
RU2070282C1 (en) | Method for development of oil formation | |
RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
CA1304675C (en) | Enhanced oil recovery process | |
RU2090743C1 (en) | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones | |
RU2127807C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2626491C1 (en) | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs | |
RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2190092C1 (en) | Method of developing water-oil deposit | |
RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
RU2160830C1 (en) | Method of increase of oil recovery from producing oil formations | |
RU2206727C1 (en) | Method of development of nonuniform zone oil deposit | |
RU2183737C1 (en) | Method of development of oil pool with its hydrophobization | |
RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2084620C1 (en) | Method for development of multiple-bed oil pool | |
RU2209952C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2185500C1 (en) | Method of developing oil pool with use of emulsion composition | |
RU2135751C1 (en) | Method of developing oil deposit with carbonate collector | |
RU2344277C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2125153C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2588236C1 (en) | Method for recovery of oil from mined-out areas |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120630 |