RU2065936C1 - Method of developing nonuniform oil pool - Google Patents
Method of developing nonuniform oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2065936C1 RU2065936C1 RU95108722/03A RU95108722A RU2065936C1 RU 2065936 C1 RU2065936 C1 RU 2065936C1 RU 95108722/03 A RU95108722/03 A RU 95108722/03A RU 95108722 A RU95108722 A RU 95108722A RU 2065936 C1 RU2065936 C1 RU 2065936C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- solution
- well
- polymer material
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a heterogeneous oil reservoir.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разработать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добывающей продукции.A known method for the development of oil deposits, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells [1]
The known method does not allow to develop an oil reservoir with high oil recovery due to the rapid flooding of mining products.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимерного материала [2]
Известный способ позволяет выровнять фронт нагнетания рабочего агента за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта. Однако этот способ малоэффективен на поздней стадии разработки залежи, в условиях установившихся высокообводненных потоков пластовых флюидов не только между отдельными скважинами, но и даже между отдельными зонами залежи. При этом закачка раствора полимерного материала часто оказывается малоэффективной. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and injection through injection wells of a working agent and a solution of polymer material [2]
The known method allows you to align the front of the injection of the working agent by reducing the permeability of highly permeable zones of the formation. However, this method is ineffective at the late stage of reservoir development, in the conditions of steady-state highly watered flows of reservoir fluids not only between individual wells, but even between separate zones of the reservoir. In this case, the injection of a solution of polymer material is often ineffective. As a result, the oil recovery of the reservoir remains at a low level.
Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи. The aim of the invention is to increase oil recovery deposits.
Это достигается тем, что в способе разработки неоднородной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента и раствора полимерного материала через нагнетательные скважины, согласно изобретению на поздней стадии разработки перед закачкой раствора полимерного материала определяют добывающую скважину, к которой с наибольшей скоростью проходит рабочий агент от нагнетательной скважины, при закачке раствора полимерного материала через нагнетательную скважину одновременно закачивают раствор полимерного материала через ранее определенную добывающую скважину в объеме, равном 15-25% объема закачки раствора полимерного материала через нагнетательную скважину. This is achieved by the fact that in the method for developing a heterogeneous reservoir, which includes taking oil through production wells and injecting a working agent and a solution of polymer material through injection wells, according to the invention, at a later stage of development, before injection of a solution of polymer material, a production well is determined which passes most rapidly working agent from an injection well; when injecting a solution of polymer material through an injection well, a polymer solution is simultaneously injected material through a previously defined production well in an amount equal to 15-25% of the injection solution of the polymeric material through the injection well.
Существенными признаками изобретения являются: отбор нефти через добывающие скважины; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; закачка раствора полимерного материала через нагнетательные скважины; проведение процесса на поздней стадии разработки залежи; определение добывающей скважины, к которой с наибольшей скоростью проходит рабочий агент от нагнетательной скважины; закачка раствора полимерного материала через ранее определенную добывающую скважину; закачка раствора полимерного материала через определенную добывающую скважину в объеме, равном 15-25% объема закачки раствора полимерного материала через нагнетательную скважину. The essential features of the invention are: the selection of oil through production wells; injection of a working agent through injection wells; injection of a solution of polymer material through injection wells; conducting the process at a late stage of reservoir development; determining the production well to which the working agent passes from the injection well at the highest speed; injection of a solution of polymer material through a previously defined production well; injection of a solution of polymer material through a specific production well in a volume equal to 15-25% of the volume of injection of a solution of polymer material through an injection well.
На поздней стадии разработки нефтяной залежи при значительном обводнении добываемой продукции в продуктивном пласте образуются заводненные зоны больших размеров. Закачка раствора полимерного материала через нагнетательную скважину позволяет провести изоляцию высокопроницаемой зоны в наибольшем интервале продуктивного пласта. Однако при наличии фронта нагнетания от ряда нагнетательных скважин, как правило, не удается повысить проницаемость высокопроницаемых зон по всему фронту нагнетания. Эффект от закачки раствора полимерного материала оказывается невысоким вследствие невозможности изоляции высокообводненных зон по всему фронту. Решение этой проблемы в значительной мере достигается при одновременной закачке раствора полимерного материала одновременно в нагнетательные скважины нагнетательного ряда и в добывающую скважину, в которую с наибольшей скоростью проходит рабочий агент от нагнетательной скважины к добывающей. В этом случае раствор полимерного материала проникает в обширную зону высокой проницаемости и перекрывает наиболее продуктивных зоны тока пластовых флюидов. Соотношение объемов закачки раствора полимерного материала через нагнетательную и через добывающую скважину определено экспериментально и позволяет наиболее качественно провести выравнивание фронта вытеснения. At a late stage of oil field development, with significant flooding of the produced products in the reservoir, large waterflood zones are formed. The injection of a solution of polymeric material through an injection well allows isolation of a highly permeable zone in the largest interval of the reservoir. However, in the presence of an injection front from a number of injection wells, as a rule, it is not possible to increase the permeability of highly permeable zones along the entire injection front. The effect of injecting a solution of a polymer material is not high due to the impossibility of isolating highly watered zones along the entire front. The solution to this problem is achieved to a large extent by simultaneously injecting a solution of polymer material simultaneously into injection wells of the injection row and into the production well, into which the working agent passes from the injection well to the producing well with the highest speed. In this case, the solution of the polymer material penetrates into the vast zone of high permeability and blocks the most productive zones of the flow of formation fluids. The ratio of the volumes of injection of the polymer material solution through the injection and through the production well is determined experimentally and allows the most efficient alignment of the displacement front.
Наибольшую скорость прохождения рабочего агента от нагнетательной скважины к добывающей определяют следующим образом: закачивают радиоактивный элемент через нагнетательные скважины и фиксируют первую добывающую скважину, в которой обнаруживается закачиваемый радиоактивный элемент. The highest velocity of the working agent from the injection well to the producing one is determined as follows: the radioactive element is pumped through the injection wells and the first producing well is detected in which the injected radioactive element is detected.
Разрабатывают нефтяную залежь длиной 8 км и шириной 7 км. Залежь имеет следующие характеристики: проницаемость 0,4 Д; пористость 0,2; мощность пласта 5 м; глубина пласта 1700 м; пластовая температура 37o С; начальное пластовое давление 17 МПа; плотность нефти в пластовых условиях 0,846 г/см3; вязкость нефти в пластовых условиях 15 сП; газовый фактор 16 м3/т, давление насыщения 3,3 МПа. Коллектор терригенный. Через 40 нагнетательных скважин закачивают в залежь рабочий агент попутную девонскую воду, через 96 добывающих скважин отбирают нефть из залежи. Нефтяную залежь разрабатывают до обводнения добываемой продукции 85-90% Закачивают через 6 скважин нагнетательного ряда рабочий агент с радиоактивным изотопом натрий-22 и фиксируют его появление в 12 ближайших добывающих скважинах. Определяют, что вначале радиоактивный изотоп замечен в добывающей скважине напротив центральной части ряда нагнетательных скважин. Закачивают через 6 скважин нагнетательного ряда и через определенную добывающую скважину 0,1%-ный водный раствор полиакриламида. Объем закачки через каждую нагнетательную скважину составляет 20000 м3, через добывающую скважину 4000 м3 раствора. После технологической выдержки добывающую скважину запускают в работу и закачивают рабочий агент через нагнетательную скважину.An oil field of 8 km long and 7 km wide is being developed. The deposit has the following characteristics: permeability of 0.4 D; porosity 0.2; reservoir thickness 5 m; formation depth 1700 m; reservoir temperature 37 o C; initial reservoir pressure of 17 MPa; the density of oil in reservoir conditions 0.846 g / cm 3 ; oil viscosity in reservoir conditions 15 cP; gas factor 16 m 3 / t, saturation pressure 3.3 MPa. The reservoir is terrigenous. After 40 injection wells, the working agent pumped the associated Devonian water into the reservoir, and oil was taken from the reservoir through 96 production wells. An oil reservoir is developed before flooding of the produced products 85-90%. A working agent with the radioactive isotope sodium-22 is pumped through 6 wells of the injection row and its appearance is recorded in the 12 nearest producing wells. It is determined that at first the radioactive isotope is seen in the producing well opposite the central part of a number of injection wells. A 0.1% aqueous solution of polyacrylamide is pumped through 6 wells of the injection row and through a specific production well. The injection volume through each injection well is 20,000 m 3 , through the producing well 4,000 m 3 of solution. After technological exposure, the producing well is put into operation and the working agent is pumped through the injection well.
Пример 2. Выполняют, как пример 1, но в качестве раствора полимерного материала используют 0,11% раствора гидролизованного полиакриламида, объем закачки через каждую нагнетательную скважину составляет 20000 м 3, через добывающую скважину 5000 м3 раствора.Example 2. Perform, as example 1, but as a solution of polymer material using a 0.11% solution of hydrolyzed polyacrylamide, the injection volume through each injection well is 20,000 m 3 , through the production well 5,000 m 3 of the solution.
Пример 3. Выполняют, как пример 1, но объем закачки через каждую нагнетательную скважину составляет 20000 м3, через добывающую скважину 3000 м3 раствора.Example 3. Perform, as example 1, but the injection volume through each injection well is 20,000 m 3 , through the production well 3,000 m 3 of the solution.
Применение предложенного способа позволяет снизить обводненность добываемой продукции на 50% в то время как при закачке раствора полимерного материала только через нагнетательные скважины обводненность добываемой продукции в 12 добывающих скважинах снизилась на 40%
Применение предложенного способа позволяет снизить обводненность добываемой продукции и увеличить нефтеотдачу залежи на 0,5-1,0%The application of the proposed method allows to reduce the water cut of produced products by 50%, while when injecting a solution of polymer material only through injection wells, the water cut of produced products in 12 producing wells decreased by 40%
The application of the proposed method allows to reduce the water content of the extracted products and increase oil recovery by 0.5-1.0%
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95108722/03A RU2065936C1 (en) | 1995-06-08 | 1995-06-08 | Method of developing nonuniform oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95108722/03A RU2065936C1 (en) | 1995-06-08 | 1995-06-08 | Method of developing nonuniform oil pool |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2065936C1 true RU2065936C1 (en) | 1996-08-27 |
RU95108722A RU95108722A (en) | 1997-05-27 |
Family
ID=20168240
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU95108722/03A RU2065936C1 (en) | 1995-06-08 | 1995-06-08 | Method of developing nonuniform oil pool |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2065936C1 (en) |
-
1995
- 1995-06-08 RU RU95108722/03A patent/RU2065936C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.99. 2. Рыжик В.М., Желтов Ю.В. и Хавкин А.Я. Влияние минерализации пластовых вод на эффективность вытеснения нефти полимерными растворами, Нефтяное хозяйство, 1982, N 7, с.42-45. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU95108722A (en) | 1997-05-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2065936C1 (en) | Method of developing nonuniform oil pool | |
RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
RU2087686C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2170814C2 (en) | Method of oil displacement from formation | |
RU2297526C2 (en) | Oil deposit extraction method | |
RU2095560C1 (en) | Method for treating down-hole zone of oil bed | |
RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
RU2010955C1 (en) | Method of development of non-uniform oil reservoir | |
RU2818629C1 (en) | Method for acid treatment of bottom-hole zone of production wells of carbonate reservoir of bashkirian stage with underlying water for intensification of oil production | |
RU2060368C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2773587C1 (en) | Method for developing an oil deposit | |
RU2206727C1 (en) | Method of development of nonuniform zone oil deposit | |
RU2127801C1 (en) | Method for development of oil-gas deposits | |
RU2334086C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
RU2135751C1 (en) | Method of developing oil deposit with carbonate collector | |
SU1745904A1 (en) | Method for inclined fracturing rock between two wells | |
RU2109790C1 (en) | Method of secondarily opening productive formation | |
RU2085724C1 (en) | Method for selective isolation of watered intervals of oil bed | |
RU2124120C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2085710C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2160830C1 (en) | Method of increase of oil recovery from producing oil formations | |
RU2162143C1 (en) | Method of controlling oil deposit development by waterflooding | |
SU1677278A1 (en) | Method of bottomhole treatment | |
RU2149985C1 (en) | Method of oil pools development |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20051226 |
|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20101208 |