RU2200829C1 - Method to develop oil deposit - Google Patents

Method to develop oil deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2200829C1
RU2200829C1 RU2001122190/03A RU2001122190A RU2200829C1 RU 2200829 C1 RU2200829 C1 RU 2200829C1 RU 2001122190/03 A RU2001122190/03 A RU 2001122190/03A RU 2001122190 A RU2001122190 A RU 2001122190A RU 2200829 C1 RU2200829 C1 RU 2200829C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
water
reservoir
pressure
injection
Prior art date
Application number
RU2001122190/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Г.С. Степанова
И.А. Бабаева
А.Т. Горбунов
А.А. Мосина
Т.Л. Ненартович
Азизага Ханбаба оглы Шахвердиев
Original Assignee
Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова filed Critical Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова
Priority to RU2001122190/03A priority Critical patent/RU2200829C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2200829C1 publication Critical patent/RU2200829C1/en

Links

Abstract

FIELD: oil production. SUBSTANCE: in accordance with method oil is withdrawn through production wells till formation pressure goes down beneath saturation pressure, to value at which 8-25% of porous volume of pool is filled with gas liberated from oil. Prior to flooding water fringe containing foam-forming oil-soluble reagent with concentration of 0.01-5.0% by mass is pumped through injection wells in volume of 2-10% of porous volume of pool. This reagent solves in oil better than in water. Subsequent development of deposit is carried out under mode of keeping present formation pressure by mechanism of injection of water. EFFECT: increased oil output of deposit.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и последующую закачку воды через нагнетательные скважины [1]. A known method for the development of oil deposits, including the selection of oil through production wells to reduce reservoir pressure below the saturation pressure and subsequent injection of water through injection wells [1].

Известный способ позволяет отбирать из залежи основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в залежи, что снижает нефтеотдачу. The known method allows you to select the main oil reserves from the reservoir, however, a significant part of them remains in the reservoir, which reduces oil recovery.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и последующую закачку через нагнетательные скважины оторочки воды в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, последующую разработку залежи в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды [2]. При снижении пластового давления ниже давления насыщения дебит скважины начинает снижаться, а газ, выделившийся из нефти в объеме до 7-8% от порового объема пласта, начинает прорываться в добывающую скважину. Далее в нагнетательную скважину закачивают оторочку воды в объеме 2-10% от порового объема пласта, содержащую водорастворимый полимер или водорастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01-5% по массе, и последующую разработку ведут в режиме поддержания текущего пластового давления. Closest to the technical nature of the present invention is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells to reduce reservoir pressure below the saturation pressure and subsequent injection through injection wells of water rims in the amount of 2-10% of the pore volume of the reservoir containing a foaming water-soluble reagent with concentration of 0.01-5% by weight, the subsequent development of deposits in the mode of maintaining the current reservoir pressure by pumping water [2]. When the reservoir pressure decreases below the saturation pressure, the production rate of the well begins to decrease, and the gas released from the oil in a volume of up to 7-8% of the pore volume of the formation begins to break into the production well. Next, a rim of water is pumped into the injection well in a volume of 2-10% of the pore volume of the formation containing a water-soluble polymer or a water-soluble surfactant in an amount of 0.01-5% by weight, and subsequent development is carried out in the mode of maintaining the current reservoir pressure.

Известный способ не позволяет достичь высокой нефтеотдачи залежи вследствие того, что газ вспенивает только воду и прорывы газа, выделившегося из нефти, будут иметь место в первый период заводнения. The known method does not allow to achieve high oil recovery due to the fact that the gas foams only water and breakthroughs of the gas released from the oil will take place in the first water flooding period.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и последующую закачку через нагнетательные скважины оторочки воды в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, последующую разработку залежи в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды, согласно изобретению, отбор нефти из добывающих скважин производят до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 8-25% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти, а оторочка воды содержит пенообразующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе. The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, which includes taking oil through production wells to lower the reservoir pressure below the saturation pressure and then injecting water rims in the volume of 2-10% of the pore volume of the formation containing a foaming water-soluble reagent with a concentration of 0, through the injection wells 01-5% by weight, the subsequent development of the reservoir in the mode of maintaining the current reservoir pressure by pumping water, according to the invention, the selection of oil from producing wells is carried out until the reservoir decreases st pressure below the saturation pressure to a value at which 8-25% of the pore volume of a formation filled with gas, precipitated from petroleum, and water comprises foaming fringe neftevodorastvorimy reagent with a concentration of 0.01-5% by weight.

Существенными признаками изобретения являются:
1) отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения;
2) последующая закачка через нагнетательные скважины оторочки воды;
3) закачка через нагнетательные скважины оторочки воды в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе;
4) последующая разработка залежи в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды;
5) отбор нефти через добывающие скважины производят до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 8-25% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти;
6) оторочка воды содержит пенообразующий нефтеводорастворимый реагент концентрацией 0,01-5% по массе.The essential features of the invention are:
1) the selection of oil through production wells to reduce reservoir pressure below the saturation pressure;
2) subsequent injection of water rims through injection wells;
3) injection of water rims through injection wells in a volume of 2-10% of the pore volume of the formation containing a foaming water-soluble reagent with a concentration of 0.01-5% by weight;
4) the subsequent development of the reservoir in the mode of maintaining the current reservoir pressure by pumping water;
5) the selection of oil through production wells is carried out until the reservoir pressure drops below the saturation pressure to a value at which 8-25% of the pore volume of the reservoir is filled with gas released from the oil;
6) the rim of the water contains a foaming oil-soluble reagent with a concentration of 0.01-5% by weight.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 5-6 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-4 are common with the prototype of the essential features, and signs 5-6 are the essential distinguishing features of the invention.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи значительная часть запасов нефти остается в залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью действий.SUMMARY OF THE INVENTION
When developing an oil reservoir, a significant portion of the oil reserves remains in the reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved by the following set of actions.

В пласте при разработке залежи на истощение снижают пластовое давление до давления насыщения, в результате чего из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. In the reservoir, when developing deposits for depletion, the reservoir pressure is reduced to the saturation pressure, as a result of which the gas dissolved in it begins to be released from the oil.

Снижение пластового давления ниже давления насыщения производится до тех пор (до такой величины давления), пока объем выделяющегося газа достигнет значения 8-25% порового объема пласта, при котором он может прорываться в добывающие скважины. A decrease in the reservoir pressure below the saturation pressure is carried out until (up to such a pressure value) until the volume of gas released reaches the value of 8-25% of the pore volume of the reservoir, at which it can burst into production wells.

В этот момент в пласт закачивается оторочка воды, содержащая пенообразующий нефтеводорастворимый реагент в количестве 0,01-5% по массе. At this point, a rim of water is pumped into the formation containing a foaming oil-soluble reagent in an amount of 0.01-5% by weight.

При этом в пласте в присутствии газа на фронте вытеснения создается оторочка вспененной нефти, так как этот реагент лучше растворяется в нефти, чем в воде, и часть его будет переходить из воды в нефть. Образуется также барьер из вспененной эмульсии нефти и воды, так как содержащийся в пласте свободный газ будет окклюдироваться в закачиваемой оторочке и ее смеси с нефтью. При этом фазовая проницаемость по газу снижается и, как следствие, прекращаются прорывы газа. Фазовая проницаемость вспененной нефти, наоборот, увеличивается, и нефть будет выталкиваться из пласта созданным пенным барьером. Таким образом, прорывы газа во весь период разработки будут минимальными. At the same time, in the presence of gas at the displacement front, a froth of foamed oil is created, since this reagent dissolves better in oil than in water, and part of it will pass from water to oil. A barrier is also formed from the foamed emulsion of oil and water, since the free gas contained in the formation will be occluded in the injected rim and its mixture with oil. In this case, the gas permeability decreases and, as a result, gas breakthroughs cease. The phase permeability of foamed oil, on the contrary, increases, and the oil will be pushed out of the reservoir by the created foam barrier. Thus, gas breakthroughs during the entire development period will be minimal.

Экспериментальные исследования, проведенные на модели пласта, показали, что коэффициент нефтевытеснения при этом увеличивается на 20-25 пунктов по сравнению с процессом истощения с последующим заводнением. Experimental studies conducted on the reservoir model showed that the oil displacement coefficient in this case increases by 20-25 points compared to the depletion process with subsequent flooding.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

При разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 8-25% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. Перед заводнением через нагнетательные скважины закачивают оторочку воды, в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащую пенообразующий нефтеводорастворимый реагент, концентрацией 0,01-5% по массе. When developing an oil reservoir, oil is drawn through production wells until the reservoir pressure drops below the saturation pressure to a value at which 8-25% of the pore volume of the reservoir is filled with gas released from the oil. Before flooding, a rim of water is pumped through injection wells in a volume of 2-10% of the pore volume of the formation containing a foaming oil-water-soluble reagent with a concentration of 0.01-5% by weight.

Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания текущего пластового давления. Subsequent reservoir development is conducted in the mode of maintaining the current reservoir pressure.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Моделируют разработку нефтяной залежи со следующими характеристиками:
Средняя глубина залегания, м - 2200-2400
Средняя нефтенасыщенная толщина, м - 1,3
Пористость, д.ед. - 0,08-0,12
Средняя нефтенасыщенность, д.ед. - 0,75-0,85
Проницаемость, 10-3 мкм2 - 0,03-0,3
Пластовая температура, oС - 70-105
Пластовое давление, МПа - 24,5
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с - 0,44
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 - 832
Давление насыщения нефти газом, МПа - 16,4
Газосодержание нефти, м3/т - 180
Проводят отбор нефти через 1 добывающую скважину до достижения пластового давления 12 МПа, т.е. давления ниже давления насыщения, при этом 10% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. Проводят закачку воды через 1 нагнетательную скважину. Перед заводнением через нагнетательную скважину закачивают оторочку воды, составляющую 8% порового объема пласта и содержащую нефтеводорастворимый блоксополимер окисей этилена и пропилена концентрацией 0,1% по массе в виде товарной формы марки СНПХ-4410. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания пластового давления, равного 12 МПа, нефтеотдача увеличивается на 20%.Case Studies
Example 1. Model the development of oil deposits with the following characteristics:
Average depth, m - 2200-2400
The average oil-saturated thickness, m - 1.3
Porosity - 0.08-0.12
Average oil saturation, d.ed. - 0.75-0.85
Permeability, 10 -3 μm 2 - 0.03-0.3
Formation temperature, o С - 70-105
Formation pressure, MPa - 24.5
Oil viscosity in reservoir conditions, MPa • s - 0.44
The density of oil under standard conditions, kg / m 3 - 832
Saturation pressure of oil with gas, MPa - 16.4
The gas content of oil, m 3 / t - 180
Oil is sampled through 1 production well until a reservoir pressure of 12 MPa is reached, i.e. pressure below saturation pressure, while 10% of the pore volume of the reservoir is filled with gas released from oil. Water is pumped through 1 injection well. Before flooding, a rim of water is pumped through the injection well, comprising 8% of the pore volume of the formation and containing an oil-water-soluble block copolymer of ethylene and propylene oxides with a concentration of 0.1% by weight in the form of a commercial form of the brand SNPCH-4410. Subsequent reservoir development is conducted in the mode of maintaining reservoir pressure of 12 MPa, oil recovery is increased by 20%.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Отбор нефти ведут до достижения пластового давления, равного 12 МПа, при котором 10% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. Перед заводнением закачивают в объеме 10% порового объема пласта оторочку воды, содержащую пенообразующий водорастворимый реагент концентрацией 5% в виде товарной формы АФ-9-12. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания пластового давления, равного 12 МПа. Нефтеотдача увеличивается на 10% (прототип). Example 2. Perform as example 1. The selection of oil is carried out to achieve a reservoir pressure of 12 MPa, at which 10% of the pore volume of the reservoir is filled with gas released from the oil. Before flooding, a rim of water containing a foaming water-soluble reagent with a concentration of 5% in the form of a commodity form AF-9-12 is pumped in a volume of 10% of the pore volume of the formation. Subsequent reservoir development is conducted in the mode of maintaining reservoir pressure of 12 MPa. Oil recovery is increased by 10% (prototype).

Пример 3. Выполняют как пример 1, но объектом разработки выбирают куполообразную нефтяную залежь. Отбор нефти через добывающие скважины ведут до достижения пластового давления, равного 8 МПа, при котором 25% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. Дальнейшую разработку ведут как в примере 1 в режиме поддержания пластового давления, равного 8 МПа. При этом нефтеотдача увеличивается на 20%. Example 3. Perform as example 1, but the object of development choose a domed oil reservoir. Oil is taken through production wells until a reservoir pressure of 8 MPa is reached, at which 25% of the pore volume of the reservoir is filled with gas released from the oil. Further development is carried out as in example 1 in the mode of maintaining reservoir pressure equal to 8 MPa. At the same time, oil recovery is increased by 20%.

Источники информации
1. В. Е. Гавура. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1995, с. 85-89.Sources of information
1. V. E. Gavur. Geology and development of oil and gas and oil fields. M., VNIIOENG, 1995, p. 85-89.

2. Патент РФ 2149257 от 20 мая 2000 г. - прототип. 2. RF patent 2149257 of May 20, 2000 - a prototype.

Claims (1)

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и последующую закачку через нагнетательные скважины оторочки воды в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды, отличающийся тем, что отбор нефти из добывающих скважин производят до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 8-25% порового объема пласта будут заполнены газом, выделившимся из нефти, а оторочка воды содержит пенообразующий нефтеводорастворимый реагент, который лучше растворяется в нефти, чем в воде. A method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells until the reservoir pressure drops below the saturation pressure and subsequent injection through the injection wells of the rim of water in the amount of 2-10% of the pore volume of the reservoir containing a foaming water-soluble reagent with a concentration of 0.01-5% by weight , the subsequent development of the deposits is carried out in the mode of maintaining the current reservoir pressure by pumping water, characterized in that the selection of oil from production wells is carried out until the reservoir pressure drops below the pressure saturation to a value at which 8-25% of the pore volume of the reservoir will be filled with gas released from the oil, and the rim of the water contains a foaming oil-water-soluble reagent that dissolves better in oil than in water.
RU2001122190/03A 2001-08-09 2001-08-09 Method to develop oil deposit RU2200829C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001122190/03A RU2200829C1 (en) 2001-08-09 2001-08-09 Method to develop oil deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001122190/03A RU2200829C1 (en) 2001-08-09 2001-08-09 Method to develop oil deposit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2200829C1 true RU2200829C1 (en) 2003-03-20

Family

ID=20252457

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001122190/03A RU2200829C1 (en) 2001-08-09 2001-08-09 Method to develop oil deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2200829C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2506419C1 (en) * 2012-07-27 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Oil deposit development method

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2506419C1 (en) * 2012-07-27 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Oil deposit development method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3342256A (en) Method for recovering oil from subterranean formations
US2875831A (en) Dissemination of wetting agents in subterranean hydrocarbon-bearing formations
US4079785A (en) Oil recovery method using in situ-partitioning surfactant flood systems
US4921576A (en) Method for improving sweep efficiency in CO2 oil recovery
US3467190A (en) Adjusting salinity to achieve low interfacial tension between aqueous and hydrocarbon phases
US3311167A (en) Secondary recovery technique
US3393738A (en) Method for storing gas in subterranean formations
US3995693A (en) Reservoir treatment by injecting mixture of CO2 and hydrocarbon gas
US4981176A (en) Method for using foams to improve alkaline flooding oil recovery
US3648772A (en) Miscible-type recovery process using foam as a mobility buffer
US5267615A (en) Sequential fluid injection process for oil recovery from a gas cap
US3547199A (en) Method for combating water production in oil wells
US3599715A (en) Use of surfactant foam for recovery of petroleum
RU2200829C1 (en) Method to develop oil deposit
RU2200828C1 (en) Technique to develop oil deposit
US3759325A (en) Foam for secondary and tertiary recovery
US3520366A (en) Imparting in situ stability to displacing fluids
RU2070282C1 (en) Method for development of oil formation
US3540532A (en) Hydrophobicity of surfactant influencing the thermostability of micellar dispersions used in oil recovery
RU2149257C1 (en) Method for development of oil deposit
US3181609A (en) Oil recovery process
RU2103492C1 (en) Method for development of oil deposit
US3175609A (en) Secondary recovery process with gas-liquid drive agents
US4911238A (en) Gas flooding with surfactants enriched in olefin disulfonate
RU2697798C2 (en) Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure

Legal Events

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

Effective date: 20050810