RU2125648C1 - Method for increasing oil recovery from oil deposit - Google Patents
Method for increasing oil recovery from oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2125648C1 RU2125648C1 RU98103741A RU98103741A RU2125648C1 RU 2125648 C1 RU2125648 C1 RU 2125648C1 RU 98103741 A RU98103741 A RU 98103741A RU 98103741 A RU98103741 A RU 98103741A RU 2125648 C1 RU2125648 C1 RU 2125648C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- oil
- injection
- exopolysaccharide
- water
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с неоднородным коллектором, разрабатываемых в режиме наводнения. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits with a heterogeneous reservoir, developed in flood mode.
Известны способы повышения нефтеотдачи пластов, разрабатываемых в режиме заводнения, путем закачки в пласт высокообъемных оторочек (5-50% порового пространства нефтенасыщенного коллектора) полимерных растворов (авт. св. СССР 1544958). Закачка оторочки полимерного раствора, в силу повышенной по сравнению с водой вязкостью последнего, способствует увеличению охвата пласта заводнением, снижению обводненности добываемой нефти и уменьшению водонефтяного отношения к моменту достижения проектной нефтеотдачи. Known methods for enhancing oil recovery of formations developed in the waterflood mode by pumping into the reservoir high-volume rims (5-50% of the pore space of an oil-saturated reservoir) of polymer solutions (ed. St. USSR 1544958). Injection of the polymer solution rim, due to the increased viscosity of the latter in comparison with water, helps to increase the coverage of the formation by water flooding, reduce the water cut of the produced oil and reduce the oil-water ratio by the time the oil recovery is achieved.
В 60-е - 70-е годы проводились многочисленные теоретические, лабораторные и промысловые исследования влияния водорастворимых полимеров на процессы нефтеизвлечения при заводнении. Было установлено, что в зависимости от геофизических особенностей пласта, стадии разработки и других факторов применения водорастворимых полимеров может обеспечить значительное увеличение нефтеотдачи. In the 60s and 70s, numerous theoretical, laboratory, and field studies were carried out on the effect of water-soluble polymers on oil recovery processes during flooding. It was found that, depending on the geophysical features of the formation, the development stage and other factors for the use of water-soluble polymers, it can provide a significant increase in oil recovery.
Значение коэффициента нефтеотдачи является произведением трех коэффициентов: коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент охвата по мощности пласта и коэффициент охвата по простиранию. Механизмы воздействия на нефтеотдачу, реализуемые при использовании известных полимерных растворов и технологий обеспечивают повышение нефтеотдачи за счет изменения двух последних коэффициентов. The value of the oil recovery coefficient is a product of three coefficients: the oil recovery coefficient, the coverage coefficient for reservoir thickness and the coverage coefficient for strike. Oil recovery mechanisms implemented using well-known polymer solutions and technologies provide enhanced oil recovery by changing the last two coefficients.
Несмотря на значительный прирост извлекаемых запасов нефти при использовании полиакриламида (3,5 - 12%) объем работ по полимерному заводнению как в России так и за рубежом начал уменьшаться со второй половины 80-х годов. Следует отметить, что успешность при полимерном заводнении существенно зависит от степени неоднородности пласта. Despite a significant increase in recoverable oil reserves using polyacrylamide (3.5 - 12%), the volume of polymer flooding work both in Russia and abroad began to decline from the second half of the 80s. It should be noted that success in polymer flooding substantially depends on the degree of heterogeneity of the formation.
Наличие высокопроницаемых пропластков приводит к значительному увеличению расхода полимерного раствора и снижению удельного технологического эффекта. The presence of highly permeable layers leads to a significant increase in the consumption of polymer solution and a decrease in the specific technological effect.
Сворачивание программ полимерного заводнения не означала потерю интереса к использованию водорастворимых полимеров. В то же время интенсивно развивается другое направление использования полимеров - обработка призабойной зоны небольшими (десятки-сотни куб.м) объемами полимерных растворов для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих (авт. св. СССР 836336). Удельная эффективность при проведении таких работ на порядок выше, чем при проведении полимерного заводнения. В отдельных экспериментах дополнительная добыча нефти на одну тонну полимера превышает 10000 т. Вместе с тем, обработки призабойной зоны могут обеспечить лишь незначительный прирост извлекаемых запасов (не более 1%). Многократные обработки призабойной зоны растворами полимеров в силу локализации воздействия сопровождаются снижением удельной эффективности до уровня, получаемого при полимерном заводнении, а конечная нефтеотдача при многократных обработках не превышает 1,5%. Winding up polymer flooding programs did not mean a loss of interest in the use of water-soluble polymers. At the same time, another direction of the use of polymers is intensively developing - treatment of the bottom-hole zone with small (tens to hundreds of cubic meters) volumes of polymer solutions to even out the injectivity profile of injection wells and to limit water inflow in producing wells (ed. St. USSR 836336). The specific efficiency in carrying out such work is an order of magnitude higher than in polymer flooding. In some experiments, additional oil production per tonne of polymer exceeds 10,000 tons. At the same time, bottom-hole treatment can provide only a slight increase in recoverable reserves (not more than 1%). Multiple treatments of the bottom-hole zone with polymer solutions due to localization of the effect are accompanied by a decrease in specific efficiency to the level obtained by polymer flooding, and the final oil recovery during repeated treatments does not exceed 1.5%.
Ограничения в использовании полиакриламида, связанные с нестабильностью его растворов при повышенных температурах, биоразлагаемостью, малой устойчивостью к сдвиговым напряжениям, а также проблемы экологической безопасности инициировали поиск новых водорастворимых полимеров для нефтяной промышленности. Успехи биотехнологии обеспечили появление группы полимеров - микробных полисахаридов (авт. св. СССР 1051226), в частности экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933. Физико-химические и реологические свойства растворов экзополисахаридов не уступают свойствам растворов полиакриламида, с одной стороны, а устойчивость к температурам и сдвиговым нагрузкам выше, чем у полиакриламида, с другой стороны. Более высокая, по сравнению с полиакриламидом, цена микробных полисахаридов, не привела к снижению экономической эффективности при применении новых полимеров в силу более высокой технологической эффективности их использования. Высокая технологическая эффективность применения биополимера для ограничения водопритока, с одной стороны, отсутствие ресурсных ограничений - с другой, позволяют в настоящее время использовать биополимерное заводнение. Limitations in the use of polyacrylamide associated with the instability of its solutions at elevated temperatures, biodegradability, low resistance to shear stresses, as well as environmental safety problems have initiated the search for new water-soluble polymers for the oil industry. Advances in biotechnology ensured the emergence of a group of polymers - microbial polysaccharides (ed. St. USSR 1051226), in particular, an exopolysaccharide produced by Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, VKPM B-5933. The physicochemical and rheological properties of exopolysaccharide solutions are not inferior to those of polyacrylamide solutions, on the one hand, and resistance to temperatures and shear loads is higher than that of polyacrylamide, on the other hand. The higher price of microbial polysaccharides compared with polyacrylamide did not lead to a decrease in economic efficiency when using new polymers due to the higher technological efficiency of their use. High technological efficiency of using biopolymer to limit water inflow, on the one hand, the lack of resource restrictions, on the other hand, allows the use of biopolymer flooding at present.
Недостатком известных технических решений является недостаточная, при существующей цене на реагенты, технологическая эффективность, низкие значения приращения конечной нефтеотдачи при использовании в коллекторах, характеризующихся значительной степенью неоднородности. A disadvantage of the known technical solutions is the insufficient, at the current price of reagents, technological efficiency, low values of the increment of the final oil recovery when used in reservoirs characterized by a significant degree of heterogeneity.
Наиболее близким из известных технических решений является способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи за счет выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933, в виде культуральной жидкости при соотношении компонентов в растворе, вес.%: экзополисахарид 0,005 - 0,1, крахмал 1,0 - 5,, вода остальное (пат. РФ 2073789). The closest known technical solutions is a method of increasing oil recovery of an oil deposit by aligning the injectivity profile in injection wells, including injecting into the injection well an aqueous solution of starch and exopolysaccharide produced by Azotobacter vinelandii (Lipman) FC-1, VKPM B-5933, in the form of a culture liquid at a ratio of components in solution, wt.%: exopolysaccharide 0.005 - 0.1, starch 1.0 - 5 ,, water the rest (US Pat. RF 2073789).
Несмотря на перечисленные выше преимущества использования биополимеров, известный способ не позволяет выравнить профиль приемистости скважины так, чтобы заметно увеличить коэффициент нефтеотдачи неоднородного пласта. Despite the above advantages of using biopolymers, the known method does not allow to align the injectivity profile of the well so as to significantly increase the oil recovery coefficient of a heterogeneous formation.
Целью предлагаемого изобретения является выравнивание профилей приемистости, что позволит увеличить коэффициент нефтеотдачи неоднородного пласта за счет повышения значений коэффициентов охвата, обеспечивающих прирост извлекаемых запасов, с одной стороны, и повышение удельной технологической эффективности с другой стороны. The aim of the invention is the alignment of injectivity profiles, which will increase the oil recovery coefficient of a heterogeneous formation by increasing the values of the coverage coefficients, providing an increase in recoverable reserves, on the one hand, and increasing the specific technological efficiency on the other hand.
Поставленная цель достигается за счет закачивания в нагнетательную скважину водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКАМ В-5933 в виде культуральной жидкости при соотношении компонентов, вес.%:
Экзополисахарид - 0,005 - 0,1
Крахмал - 1,0 - 5,0
Вода - Остальное
Причем закачку осуществляют в три этапа: сначала закачивают в пласт оторочку водного раствора экзополисахарида концентрацией 0,1 - 2% при давлении закачки на 5 - 15% ниже давления в линии поддержания пластового давления (ППД), затем безостановочно закачивают водный раствор крахмала и культуральную жидкость указанного экзополисахарида при давлении закачки первого этапа и после восстановления приемистости обработанной скважины осуществляют непрерывную закачку водного раствора экзополисахарида концентрацией 0,1 - 2% при давлении закачки, равном давлению в линии ППД.This goal is achieved by pumping into the injection well an aqueous solution of starch and exopolysaccharide produced by Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКАМ В-5933 in the form of a culture fluid with a ratio of components, wt.%:
Exopolysaccharide - 0.005 - 0.1
Starch - 1.0 - 5.0
Water - Else
Moreover, the injection is carried out in three stages: first, the fringe of an aqueous solution of exopolysaccharide with a concentration of 0.1 - 2% is pumped into the reservoir at an injection pressure 5-15% lower than the pressure in the reservoir pressure maintenance line (PPM), then the starch aqueous solution and the culture fluid are non-stop pumped the specified exopolysaccharide at the injection pressure of the first stage and after restoring the injectivity of the treated well, continuous injection of an aqueous solution of exopolysaccharide with a concentration of 0.1 - 2% at an injection pressure equal to Ohm pressure in the line PPD.
Для экспериментальных исследований использовалась модель пласта, представляющая собой две одинаковые колонки с набитым в них песком различного фракционного состава. Колонки цилиндрической формы характеризуются длиной 122 мм и диаметром 29,5 мм. Высокопроницаемый пропласток набивался кварцевым песком (содержание SiO2 - 98 вес.%, остальное минеральные примеси, имитирующие состав пластовых глин) узкой фракции - 0,063 мм, а низкопроницаемый - песком того же состава, а фракция - 0,05 мм. Входные и выходные концы модели представляли собой ввинчивающиеся в колонку пористые фильтры, изготовленные из стеклянной крошки при прогреве последней в муфельной печке. Толщина фильтров 2,5 мм. Выход из колонок соединялся с капиллярной трубкой, что позволило минимизировать паразитный выходной объем. Измерение расходов жидкости (воды и/или нефти) производилось раздельно по пропласткам методом с повышенной чувствительностью (точность определения объема 0,8 • 10-3 мл). Воздухопроницаемость высокопроницаемого пропластка составила 0,845 мкм2, а низкопроницаемого 0,310 мкм2. После закачки воды (минерализация 5 г/л) измерения проницаемость составила 0,385 и 0,081 мкм2, пористость 0,315 и 0,29, соответственно. Изменения проницаемости связаны с набуханием глинистых включений.For experimental studies, a reservoir model was used, which is two identical columns with sand packed in them with different fractional composition. Columns of cylindrical shape are characterized by a length of 122 mm and a diameter of 29.5 mm. A highly permeable interlayer was filled with quartz sand (SiO 2 content - 98 wt.%, The rest was mineral impurities imitating the composition of formation clays) of a narrow fraction - 0.063 mm, and low permeability - with sand of the same composition, and a fraction - 0.05 mm. The inlet and outlet ends of the model were porous filters screwed into a column made of glass chips when the latter was heated in a muffle furnace. The thickness of the filters is 2.5 mm. The output from the columns was connected to the capillary tube, which minimized the stray output volume. Measurement of fluid flow rates (water and / or oil) was carried out separately for the interlayers by the method with increased sensitivity (accuracy of determining the volume of 0.8 • 10 -3 ml). The air permeability of the high permeability layer was 0.845 μm 2 , and low permeability 0.310 μm 2 . After water injection (mineralization 5 g / l) of the measurement, the permeability was 0.385 and 0.081 μm 2 , porosity 0.315 and 0.29, respectively. Changes in permeability are associated with swelling of clay inclusions.
Пример 1 (сравнительный). Сначала в подготовленной для экспериментов модели проводилось замещение воды на нефть и изучалась динамика нефтевытеснения. Нефтевытеснение проводилось при постоянном градиенте давления 0,01 МПа/м (выбранное при проведении эксперимента значение градиента давления соответствует среднему значению, реализуемому в промысловой практике) в термостатированных условиях (Т=50oC). Изначально нефть вытеснялась слабоминерализованной (5 г/л) водой.Example 1 (comparative). First, in the model prepared for the experiments, water was replaced by oil and the dynamics of oil displacement was studied. Oil displacement was carried out at a constant pressure gradient of 0.01 MPa / m (the pressure gradient value chosen during the experiment corresponds to the average value realized in field practice) under thermostated conditions (T = 50 o C). Initially, oil was displaced by low-mineralized (5 g / l) water.
На фиг. 1 представлены экспериментальные данные о зависимости коэффициента нефтевытеснения (η) по пропласткам и модели в целом при вытеснении нефти слабоминерализованной водой. По окончании вытеснения обводненность высокопроницаемого пропластка (кривая 1) составила 100%, низкопроницаемого (кривая 2) 99,0%, а пласта в целом (кривая 3) 99,9%. In FIG. Figure 1 presents experimental data on the dependence of the oil displacement coefficient (η) over interlayers and the model as a whole during oil displacement by low-mineralized water. At the end of the displacement, the water cut of the high permeability layer (curve 1) was 100%, the low permeability (curve 2) was 99.0%, and the whole layer (curve 3) was 99.9%.
Существенно, что значение коэффициентов нефтевытеснения по пропласткам при достижении 100% обводненности оказывается одинаковым, однако при одновременной работе двух пропластков объем жидкости, необходимой для достижения предельного нефтевытеснения существенно превышает объем жидкости, необходимый для вытеснения того же количества нефти при раздельной работе пропластков. Это связано с тем, что фильтрационное сопротивление высокопроницаемого пропластка после вытеснения из него нефти уменьшается и непроизводительный расход вытесняющей жидкости увеличивается. Фиг. 2 (кривая 1) иллюстрирует изменение отношений расходов жидкости через высоко- и низкопроницаемый пропластки (U1 /U2) в процессе вытеснения при одновременной работе обоих пропластков.It is significant that the values of oil displacement coefficients in the interlayers when reaching 100% water cut are the same, however, with the simultaneous operation of two layers, the volume of liquid required to achieve the maximum oil displacement significantly exceeds the volume of liquid required to displace the same amount of oil during separate work of the layers. This is due to the fact that the filtration resistance of a highly permeable layer after oil is displaced from it decreases and the unproductive flow rate of the displacing fluid increases. FIG. 2 (curve 1) illustrates the change in the liquid flow ratio through the high and low permeability interlayers (U 1 / U 2 ) during the displacement process with the simultaneous operation of both interlayers.
Пример 2 (1-й этап закачки). В обоснование поставленной цели на первом этапе закачки было проведено изучение изменения коэффициента нефтеизвлечения на той же модели при использовании в качестве оторочки водного раствора экзополисахарида, продуцированного Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933, в виде культуральной жидкости. Example 2 (1st injection stage). In support of the goal at the first stage of the injection, a study was made of the change in the oil recovery coefficient in the same model when using as a rim an aqueous solution of exopolysaccharide produced by Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, VKPM B-5933, in the form of a culture fluid.
На фиг. 3 представлены экспериментальные данные о зависимости коэффициента нефтевытеснения по пропласткам и модели в целом при вытеснении нефти водным раствором экзополисахарида концентраций 0,1. In FIG. Figure 3 presents experimental data on the dependence of the oil displacement coefficient for interlayers and the model as a whole when oil is displaced with an aqueous solution of an exopolysaccharide of concentrations 0.1.
По окончании вытеснения, так же как и при вытеснении водой, обводненность высокопроницаемого пропластка составила 100%. низкопроницаемого 99,0%, а пласта в целом 99,9%. Значение же коэффициента нефтеизвлечения оказалось существенно различным: для полимерного вытеснения - 0,76, и 0,635 для обычного заводнения. При изменении концентрации полимерного раствора в интервале 0,1 - 2,0% коэффициент нефтеизвлечения оставался постоянным 0,75 - 0,76. At the end of the displacement, as well as in the case of water displacement, the water cut of the highly permeable layer was 100%. low permeability of 99.0%, and the reservoir as a whole 99.9%. The value of the oil recovery coefficient turned out to be significantly different: for polymer displacement - 0.76, and 0.635 for ordinary water flooding. When changing the concentration of the polymer solution in the range of 0.1 - 2.0%, the oil recovery coefficient remained constant at 0.75 - 0.76.
Вместе с тем, значение водонефтяного отношения (отношение объема прокаченной для извлечения нефти воды к объему извлеченной нефти) при достижении предельной обводненности меняется в зависимости от концентрации, но как и в случае вытеснения нефти водой остается очень большим. At the same time, the value of the oil-water ratio (the ratio of the volume of water pumped to extract oil to the volume of oil recovered) when reaching the maximum water cut varies depending on the concentration, but as in the case of oil displacement by water, it remains very large.
Пример 3 (2-й этап закачки). На втором этапе с целью снижения водонефтяного отношения проведена закачка в обводнившийся высокопроницаемый пропласток порции водоизолирующего водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman), ФЧ-1, ВКПМ В-5933, в виде культуральной жидкости, следующих составов, вес.%: а) экзополисахарид 0,005, крахмал 5, вода остальное, б) экзополисахарид 0,1, крахмал 1,0, вода остальное (патент РФ 2073789). Example 3 (2nd stage of injection). At the second stage, in order to reduce the oil-water ratio, a portion of the water-insulating aqueous solution of starch and exopolysaccharide produced by Azotobacter vinelandii (Lipman), PS-1, VKPM B-5933 was injected into the flooded highly permeable interlayer in the form of a culture liquid, the following compositions, wt.%. a) exopolysaccharide 0.005,
В результате расход вытесняющей жидкости через высокопроницаемый пропласток снизился в 17 раз, что привело к значительному (более чем в 7 раз) снижению водонефтяного отношения к моменту достижения предельного значения коэффициента нефтевытеснения (фиг. 2, кривая 2). As a result, the flow rate of the displacing fluid through the highly permeable interlayer decreased by 17 times, which led to a significant (more than 7 times) decrease in the oil-water ratio by the time the limit value of the oil displacement coefficient was reached (Fig. 2, curve 2).
В ходе проведения фильтрационных экспериментов наблюдались значительные изменения скоростей фильтрации в разных пропластках. Представленные на фиг. 2 данные иллюстрируют изменение соотношения скоростей фильтрации (U1/U2) в разных пропластках в зависимости от объема закаченной жидкости (V/Vпор).During the filtration experiments, significant changes in the filtration rates in different layers were observed. Presented in FIG. 2 data illustrate the change in the ratio of filtration rates (U 1 / U 2 ) in different layers depending on the volume of injected fluid (V / V pores ).
Кроме того, при вытеснении нефти раствором крахмала и экзополисахарида требуется многократно меньшее количество закачиваемого агента, чем в случае нефтевытеснения водой, т.е. - достижение конечной нефтеотдачи происходит при кратно различающемся водонефтяном отношении. Два отмеченных различия в процессе нефтевытеснения водой и раствором крахмала и экзополисахарида имеют различную природу. Повышение нефтеотдачи на 13 пунктов, в основном, связано со способностью указанного раствора осуществлять доотмыв нефти. In addition, when oil is displaced by a solution of starch and exopolysaccharide, a much smaller amount of injected agent is required than in the case of oil displacement by water, i.e. - the achievement of final oil recovery occurs with a multiple-varying oil-water ratio. Two noted differences in the process of oil displacement by water and a solution of starch and exopolysaccharide are of a different nature. The increase in oil recovery by 13 points, mainly due to the ability of the specified solution to carry out additional washing of oil.
Пример 4 (3-й этап закачки). На третьем этапе доотмыв нефти в низкопроницаемом пропластке осуществлялся так же, как и в высокопроницаемом пропластке (первый этап закачки). Example 4 (3rd stage of injection). At the third stage, oil washes in the low permeability layer in the same way as in the high permeability layer (the first injection stage).
Подавали водный раствор культуральной жидкости экзополисахарида, продуцируемого указанным штаммом, с концентрацией 0,1 и 2,0%. Определяли коэффициент нефтеизвлечения аналогично первому этапу. Коэффициент нефтеизвлечения (η) низкопроницаемого пласта составил 0,77. An aqueous solution of the culture fluid of the exopolysaccharide produced by the indicated strain was applied at a concentration of 0.1 and 2.0%. The oil recovery coefficient was determined similarly to the first stage. The oil recovery factor (η) of the low permeability formation was 0.77.
Пример 5 (промысловый эксперимент). Промысловый эксперимент проводили на Тарасовском месторождении. Example 5 (field experiment). A field experiment was conducted at the Tarasovskoye field.
Цель эксперимента - определение влияния давления закачки на изменение профиля приемистости. The purpose of the experiment is to determine the effect of injection pressure on the change in the injectivity profile.
На двух скважинах N 590/135 и N 473/110 сняты профили приемистости до обработки скважин (диаграмма 1, фиг. 4 и 5). On two wells N 590/135 and N 473/110 the injectivity profiles were taken prior to the treatment of the wells (diagram 1, Fig. 4 and 5).
Скважина оборудована двумя цементировочными агрегатами ЦА-320, подсоединенными к нагнетательной скважине и снабженными насосами для перемешивания. В емкости готовился водный раствор крахмала и экзополисахарида, продуцируемый Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, (вес.%): экзополисахарид 0,005, крахмал 5,0 и вода остальное. The well is equipped with two CA-320 cementing units connected to an injection well and equipped with pumps for mixing. An aqueous solution of starch and exopolysaccharide prepared by Azotobacter vinelandii (Lipman) FC-1, VKPM B-5933 in the form of a culture liquid, (wt.%): Exopolysaccharide 0.005, starch 5.0, and the rest of the water were prepared in a container.
В обе скважины произвели закачку приготовленного раствора, при этом давление закачки в скважину N 473 соответствовало давлению в линии поддержания пластового давления (ППД) и составляло 130 атм, а при обработке скважины N 590 давление закачки составляло 110 и 123 атм. The prepared solution was injected into both wells, while the injection pressure into well No. 473 corresponded to the pressure in the formation pressure maintenance line (RPM) and was 130 atm, and when processing well No. 590, the injection pressure was 110 and 123 atm.
Профили приемистости, измеренные после обработки (диаграмма 2, фиг. 4 и 5), свидетельствуют о существенном влиянии давления закачки. В первом случае (скв. 473) не происходит увеличения объемов закачки в недренируемые интервалы, а во втором случае (скв. 590) имеет место двухкратное увеличение закачки в недренируемую часть залежи при значительном сокращении (в 8 раз) закачки в обводнившийся интервал. The injection profiles measured after processing (diagram 2, Fig. 4 and 5) indicate a significant effect of injection pressure. In the first case (well 473), there is no increase in injection volumes in non-drainable intervals, and in the second case (well 590) there is a twofold increase in injection into the non-drainable part of the reservoir with a significant reduction (8 times) in the flooded interval.
Аналогичный эксперимент был проведен на скважинах 461/110 и 574/135 за исключением закачиваемого раствора, в качестве которого использовали водный раствор экзополисахарида концентрацией 2%. Давление закачки составляло 123 и 130 атм соответственно. Был получен аналогичный результат. A similar experiment was conducted on wells 461/110 and 574/135 with the exception of the injected solution, which was used as an aqueous solution of exopolysaccharide with a concentration of 2%. The injection pressure was 123 and 130 atm, respectively. A similar result was obtained.
Представленные данные инструментального измерения профилей приемистости нагнетательных скважин однозначно свидетельствуют о перекрытии в результате обработки высокопроницаемых зон пласта и увеличении объемов закачки в низкопроницаемые нефтенасыщенные интервалы. The presented data of instrumental measurement of the injectivity profiles of injection wells unequivocally indicate overlapping as a result of processing high-permeability zones of the formation and an increase in injection volumes in low-permeability oil-saturated intervals.
Сокращение водонефтяного отношения в большей мере предопределяется влиянием заявляемой последовательности закачки полимерных растворов на проницаемость высокопроницаемого пропластка. Замедляются темпы фильтрации в обводняющемся высокопроницаемом пропластке и ускоряется в свою очередь извлечение нефти из низкопроницаемого пропластка. Аналогичные явления происходят и с неоднородностью пласта по площади, что вызывает увеличение коэффициента охвата пласта. The reduction in the oil-water ratio is to a greater extent determined by the influence of the claimed sequence of injection of polymer solutions on the permeability of a highly permeable layer. The rate of filtration in a water-saturated high-permeability interlayer is slowed down and, in turn, the extraction of oil from a low-permeable interlayer is accelerated. Similar phenomena occur with heterogeneity of the formation over the area, which causes an increase in the coverage coefficient of the formation.
Полученные в лабораторных экспериментах данные о нефтевытесняющих свойствах растворов и полученные при анализе промысловой информации данные о изменении параметров нефтедобычи в результате воздействия были использованы при математическом моделировании. Результаты моделирования параметров работы опытного участка Тарасовского месторождения приведены в таблице. The data obtained in laboratory experiments on the oil-displacing properties of solutions and the data obtained on the analysis of field information on changes in the parameters of oil production as a result of exposure were used in mathematical modeling. The results of modeling the operating parameters of the pilot section of the Tarasovskoye field are shown in the table.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98103741A RU2125648C1 (en) | 1998-02-24 | 1998-02-24 | Method for increasing oil recovery from oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98103741A RU2125648C1 (en) | 1998-02-24 | 1998-02-24 | Method for increasing oil recovery from oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2125648C1 true RU2125648C1 (en) | 1999-01-27 |
| RU98103741A RU98103741A (en) | 1999-04-20 |
Family
ID=20202856
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98103741A RU2125648C1 (en) | 1998-02-24 | 1998-02-24 | Method for increasing oil recovery from oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2125648C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2549639C1 (en) * | 2013-11-19 | 2015-04-27 | Юлий Андреевич Гуторов | Oil deposit development method |
| RU2580547C1 (en) * | 2014-12-19 | 2016-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining profile of water injection in injection well |
| RU2726090C1 (en) * | 2019-12-25 | 2020-07-09 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Development and extraction method of bitumen oil deposit |
-
1998
- 1998-02-24 RU RU98103741A patent/RU2125648C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2549639C1 (en) * | 2013-11-19 | 2015-04-27 | Юлий Андреевич Гуторов | Oil deposit development method |
| RU2580547C1 (en) * | 2014-12-19 | 2016-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining profile of water injection in injection well |
| US10174612B2 (en) | 2014-12-19 | 2019-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining a water intake profile in an injection well |
| RU2726090C1 (en) * | 2019-12-25 | 2020-07-09 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Development and extraction method of bitumen oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5632336A (en) | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs | |
| CA3070591C (en) | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) | |
| Wang et al. | Experimental investigation on the filtering flow law of pre-gelled particle in porous media | |
| RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
| Korolev et al. | Regulation of filtration characteristics of highly watered terrigenous formations using complex chemical compositions based on surfactants | |
| RU2326234C1 (en) | Oil recovery method | |
| RU2125648C1 (en) | Method for increasing oil recovery from oil deposit | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| RU2547868C1 (en) | Method of development of oil pool with argilliferous reservoir | |
| RU2467165C2 (en) | Method control over oil deposit development | |
| CN111535787A (en) | Identification model and identification boundary construction method for dynamic seepage interface of high-water-cut oil reservoir | |
| RU2026968C1 (en) | Method for stimulation of pool with beds of nonuniform permeability | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2086757C1 (en) | Oil production method | |
| RU2347899C1 (en) | Water and oil saturated reservoir waterflood development method | |
| RU2190092C1 (en) | Method of developing water-oil deposit | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2777004C1 (en) | Method for intensification of hydrocarbon inflows from clay-containing complex oil-producing rocks | |
| RU2263773C1 (en) | Conformance control method for injection wells | |
| RU2160830C1 (en) | Method of increase of oil recovery from producing oil formations | |
| RU2065934C1 (en) | Method of developing an oil pool characterized by nonuniformity in respect to permeability and oil saturation | |
| RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2223396C1 (en) | Method increasing output of oil field | |
| RU2175056C1 (en) | Process of exploitation of oil field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120225 |