RU2299979C2 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2299979C2 RU2299979C2 RU2004122779/03A RU2004122779A RU2299979C2 RU 2299979 C2 RU2299979 C2 RU 2299979C2 RU 2004122779/03 A RU2004122779/03 A RU 2004122779/03A RU 2004122779 A RU2004122779 A RU 2004122779A RU 2299979 C2 RU2299979 C2 RU 2299979C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- injection
- wells
- stage
- Prior art date
Links
Landscapes
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке неоднородных по коллекторской характеристике пластов залежей нефти с заводнением, где увеличение нефтеизвлечения достигается за счет последовательной закачки оторочек водогазовой смеси оптимального состава в циклическом режиме в сочетании с периодическим отбором жидкости.The invention relates to the oil industry, namely to the development of reservoirs of oil-flooded reservoirs that are heterogeneous in terms of reservoir characteristics, where the increase in oil recovery is achieved by sequentially pumping the rims of the water-gas mixture of the optimal composition in a cyclic mode in combination with periodic fluid withdrawal.
Известен способ разработки залежи [1] с заводнением водогазовым раствором путем закачки через нагнетательные скважины водогазового раствора и поверхностно-активного вещества, которое добавляют в воду перед ее смешением с газом, в котором в качестве водогазового раствора закачивают однофазный газовый раствор в предпереходном фазовом состоянии при отношении объемов газа к воде, обеспечивающем полное насыщение воды газом при пластовых условиях, поддерживают в процессе отношение забойного давления к пластовому менее двух, при этом в качестве газовой фазы в водогазовом растворе используют углеводородный газ, а в качестве поверхностно-активного вещества добавляют 0,01-1,0% катионного поверхностно-активного вещества.There is a method of developing deposits [1] with water-gas solution flooding by injecting a water-gas solution and a surfactant through injection wells, which are added to water before it is mixed with gas, in which a single-phase gas solution is injected as a water-gas solution in a pre-transition phase state with the ratio volumes of gas to water, which ensures full saturation of water with gas under reservoir conditions, maintain in the process the ratio of bottomhole pressure to reservoir pressure of less than two, while Hydrocarbon gas is used as the gas phase in the water-gas solution, and 0.01-1.0% of the cationic surfactant is added as a surfactant.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [2], включающий закачку воды и газа через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину, в котором перед закачкой воды и газа в нагнетательную скважину строят зависимость нефтеотдачи от соотношения газ:вода и осуществляют закачку смеси при соотношении газ:вода, соответствующем максимальной нефтеотдаче, причем смешение газа с водой осуществляют с помощью предварительно установленного на эксплуатационной колонне эжектора, активный вход которого соединен с ее внутренней полостью, а пассивный - с межтрубным пространством, при этом плотность водогазовой смеси поддерживают на определенном уровне.Closest to the proposed one is a method of developing an oil field [2], which includes injecting water and gas through an injection well and selecting products through an producing well, in which, before pumping water and gas into an injection well, the dependence of oil recovery on the gas: water ratio is made and the mixture is pumped when the gas: water ratio corresponding to the maximum oil recovery, and the gas is mixed with water using an ejector pre-installed on the production casing, the active the first entrance of which is connected to its internal cavity, and the passive one - to the annular space, while the density of the water-gas mixture is maintained at a certain level.
Недостатком этих способов разработки залежей нефти с закачкой водогазовой смеси является то обстоятельство, что они направлены на определение соотношения газ:вода в водогазовой смеси для получения наибольшего прироста коэффициента нефтеотдачи и не регламентируют проведение самого технологического процесса разработки залежи нефти водогазовым воздействием, например, не указан необходимый суммарный объем закачки водогазовой смеси в пласты в долях объема пор и в долях геологических запасов нефти залежи, не установлены предельные газовые факторы, при которых скважины отключаются из эксплуатации.The disadvantage of these methods of developing oil deposits with the injection of a water-gas mixture is the fact that they are aimed at determining the gas: water ratio in a gas-gas mixture to obtain the largest increase in oil recovery coefficient and do not regulate the process of developing an oil deposit by water-gas exposure, for example, the necessary the total volume of water-gas mixture injected into the reservoirs in fractions of the pore volume and in fractions of the geological oil reserves of the reservoir; s factors under which wells are disconnected from service.
Также близким к предлагаемому является способ вытеснения пеной, в котором (1) нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки в количестве 2-8% объема порового пространства пласта, (2) периодически нагнетают, одновременно или поочередно, в количестве 10-50% объема порового пространства неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены под землей или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из вышеупомянутых газа и водного раствора над землей, при этом водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер, упомянутый водный раствор пенообразующего состава представляет собой систему со сверхнизким межфазным натяжением, и величина межфазного натяжения между пенообразующим составом и вытесненной подземной нефтью может достигать по порядку величины 10-3 мН/м, (3) нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки, в количестве 10-45% объема порового пространства пласта.Also close to the proposed one is a method of foam displacement, in which (1) an aqueous polymer solution is injected into the collector as a previous plug in an amount of 2-8% of the pore space of the formation, (2) periodically injected, simultaneously or alternately, in an amount of 10-50 % of the pore volume non-condensable gas and an aqueous solution of a foaming composition to form a bound foam underground or periodically inject bound foam formed in advance from the aforementioned gas and an aqueous solution above mley, the aqueous solution of the foaming composition contains alkali, a surfactant and a polymer, said aqueous solution of the foaming composition is a system with ultra-low interfacial tension, and the magnitude of the interfacial tension between the foaming composition and the displaced underground oil can reach 10 -3 orders of magnitude mN / m, (3) inject an aqueous polymer solution used as a protective plug in an amount of 10-45% of the pore space of the formation.
Недостатком способа является то обстоятельство, что период полураспада созданной пены максимально составляет 18,5 минут, то есть примерно через 40 минут пенная система распадается и прекращается ее действие как потокоотклоняющего агента. В связи с чем эффект от закачки пены будет наблюдаться только в призабойных зонах скважин и отсутствовать в межскважинном пространстве, в котором сосредоточены основные запасы нефти.The disadvantage of this method is the fact that the half-life of the created foam is at most 18.5 minutes, that is, after about 40 minutes, the foam system disintegrates and its action as a flow diverting agent ceases. In this connection, the effect of the injection of foam will be observed only in the bottom-hole zones of the wells and will be absent in the inter-well space in which the main oil reserves are concentrated.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности разработки нефтяных залежей. Повысится коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части залежи, застойных и тупиковых зон нефти, расположенных вдоль нейтральных линий тока между нагнетательными и добывающими скважинами, снизится обводненность добываемой нефти.Solved by the invention, the task and the expected technical result are to increase the efficiency of the development of oil deposits. The oil recovery coefficient will increase due to the involvement in the active development of the low-permeable part of the reservoir, stagnant and deadlock zones of oil located along the neutral flow lines between the injection and producing wells, and the water cut of the produced oil will decrease.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки залежи, включающем последовательную закачку оторочек водогазовой смеси состава, определяемого по результатам лабораторных исследований при получении максимального, для выбранных естественных кернов рассматриваемого эксплуатационного объекта и термобарических условий проведения данных лабораторных исследований, коэффициента вытеснения нефти в циклическом режиме через нагнетательные скважины и периодический отбор жидкости через добывающие скважины, в начале каждого цикла водогазового воздействия весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин, а закачку водогазовой смеси производят в три этапа, причем на первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных добывающих скважинах, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых и переходят ко второму этапу, в котором осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа, объемом, равным 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых, после чего в нагнетательные скважины закачивают вторую оторочку водогазовой смеси, состоящую из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе, затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60% начальных геологических запасов нефти залежи, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины, а добывающие скважины первой группы в каждом цикле на втором этапе отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси. Причем в качестве газовой фазы в водогазовой смеси используют попутный, природный газ или их смесь, а для нагнетательных скважин с низкой приемистостью из второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды, газа и поверхностно-активного вещества, исключают газовую фазу, а содержание газа в водогазовой смеси в первой оторочке увеличивают в два раза.The problem is solved in that in the method of developing a reservoir, which includes sequential injection of the rims of the gas-water mixture of the composition determined by the results of laboratory tests when obtaining the maximum, for selected natural cores of the considered operational object and thermobaric conditions for the data of laboratory tests, the oil displacement coefficient in a cyclic mode through injection wells and periodic fluid withdrawal through production wells, at the beginning of each cycle For water and gas exposure, the entire stock of production wells is divided into two groups, the first of which includes production wells with a current gas factor above the average current gas factor of all wells, and the second group includes the remaining production wells with a current gas factor below the average current gas factor of all wells, and the gas-water mixture is injected in three stages, and in the first stage, the gas-gas mixture is injected into the injection wells before the increase in the gas factor in of the associated production wells, then the injection wells are stopped, hydrodynamic studies are carried out in them by taking the pressure drop curves until the bottomhole pressures are stabilized at the reservoir level and proceed to the second stage, in which cyclic sequential injection of the water-gas mixture rims is carried out, and each cycle begins with the first rim injection a gas-gas mixture consisting only of water and gas with a volume equal to 5-10% of the volume of the gas-gas mixture pumped into the reservoirs at the first stage, then pump The wells are stopped, hydrodynamic studies are carried out in them by taking the pressure drop curves until the bottomhole pressures stabilize at the formation level, after which the second rim of the water-gas mixture, consisting of water with a surfactant and gas, is pumped into the wells, with a volume of 5-10% of the volume of the water-gas mixture pumped into the reservoirs at the first stage, then the cycles of sequential injection of the rims of the gas-water mixture are repeated until the total volume of pumped gas-water mixture at the first and second stages will not reach the required value equal to 50-60% of the initial geological oil reserves of the reservoir, after which at the third stage they switch to water injection into injection wells, and the production wells of the first group in each cycle at the second stage are shut down for a period of time before the next cycle of injection of the water-gas mixture. Moreover, associated gas, natural gas or a mixture thereof is used as the gas phase in the gas-gas mixture, and for the injection wells with low injectivity, the gas phase is excluded from the second rim of the gas-water mixture consisting of water, gas and surfactant, and the gas content in the gas-gas mixture the mixture in the first rim is doubled.
Физическая сущность изобретения состоит в сочетании четырех процессов, происходящих в пластах.The physical essence of the invention consists in a combination of four processes occurring in the reservoirs.
Первый из них, как и в прототипе [2], заключается в закачке в пласты на первом этапе осуществления способа водогазовой смеси с целью достижения прироста коэффициента вытеснения нефти.The first of them, as in the prototype [2], consists in pumping a water-gas mixture into formations at the first stage of the process in order to achieve an increase in the oil displacement coefficient.
Второй процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан с повышением коэффициента охвата заводнением чередующимися оторочками водогазовой смеси без поверхностно-активного вещества и с поверхностно-активным веществом (пенная система). Пенная система в большем объеме будет поступать в высокопроницаемые пласты и высокопроводимые зоны коллектора в призабойной зоне нагнетательных скважин, снижая в них скорость фильтрации жидкости в большей степени, чем в низкопроницаемых зонах, отклоняя фильтрационный поток в сторону застойных зон, и тем самым увеличивать коэффициент охвата заводнением.The second process, implemented at the second stage of the method, is associated with an increase in the coefficient of coverage by water flooding with alternating rims of a water-gas mixture without a surfactant and with a surfactant (foam system). A larger volume of foam system will enter high-permeability formations and highly conductive reservoir zones in the bottom-hole zone of injection wells, lowering the rate of fluid filtration in them to a greater extent than in low-permeability zones, deflecting the filtration flow towards stagnant zones, and thereby increase the coefficient of waterflood coverage .
Третий процесс, реализуемый также на втором этапе осуществления способа, связан с созданием упругого режима работы пластов путем периодической остановки нагнетательных скважин. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами, которые стимулируют массообмен нефти между ними, то есть водогазовая смесь и/или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллектора, вытесняя из них нефть.The third process, also implemented at the second stage of the method, is associated with the creation of an elastic mode of formation operation by periodically stopping injection wells. In this case, additional pressure gradients arise between high-permeability and low-permeability reservoirs, which stimulate the mass transfer of oil between them, i.e. a gas-gas mixture and / or gas will more actively penetrate into low-permeability reservoirs, displacing oil from them.
Четвертый процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан также с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением за счет периодической эксплуатации добывающих скважин с повышенным газовым фактором. При этом водогазовая смесь и/или газ будет направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.The fourth process, implemented at the second stage of the method implementation, is also associated with an increase in the coverage factor by water flooding and the coverage rate by displacement due to the periodic operation of production wells with an increased gas factor. In this case, the water-gas mixture and / or gas will be directed towards production wells with a lower gas factor, increasing the filtration rate in the zones of their drainage, which will lead to a more uniform production of oil reserves from zones with different conductivity and an additional decrease in the water cut of the produced products.
В результате реализации предлагаемого способа будет получен синергетический эффект повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом и увеличения коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением за счет упругого режима работы пластов.As a result of the implementation of the proposed method, a synergistic effect of increasing the oil recovery coefficient by increasing the coefficient of oil displacement by the injected agent and increasing the coefficients of coverage by displacement and coverage by water flooding due to the elastic mode of the formation will be obtained.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.The method is carried out by the following sequence of operations.
1) Для выбранных эксплуатационных объектов залежи или участка залежи, на которых планируется внедрение данного способа разработки, проводят лабораторные исследования при соответствующих термобарических условиях на естественных кернах и определяют состав (или соотношение газ:вода) водогазовой смеси, при котором достигается максимальный для выбранных кернов и термобарических условий проведения лабораторных исследований, коэффициент вытеснения нефти, а также необходимый суммарный объем закачки водогазовой смеси в долях объема пор или в долях объема нефти в пористой среде с последующим заводнением.1) For the selected operational objects of the deposit or the site of the deposit on which the implementation of this development method is planned, conduct laboratory studies under appropriate thermobaric conditions on natural cores and determine the composition (or gas: water ratio) of the gas-gas mixture at which the maximum for the selected cores and thermobaric conditions for laboratory tests, oil displacement coefficient, as well as the required total volume of injected water-gas mixture in fractions of the pore volume or in fractions of the volume of oil in a porous medium with subsequent flooding.
2) Закачку водогазовой смеси производят в три этапа. На первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют в течение времени до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных с ними добывающих скважинах. Затем нагнетательные скважины останавливают, то есть закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины прекращают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления на уровне пластовых в нагнетательных скважинах завершается первый этап закачки водогазовой смеси.2) The gas-water mixture is injected in three stages. At the first stage, the gas-water mixture is injected into the injection wells during the time until the start of the increase in the gas factor in the associated production wells. Then the injection wells are stopped, that is, the injection of the gas-water mixture into the injection wells is stopped and hydrodynamic studies are carried out by taking the pressure drop curves at the bottom of the injection wells. When the bottomhole pressure is stabilized at the level of reservoir in injection wells, the first stage of pumping gas-water mixture is completed.
3) Во втором этапе осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси. Причем в начале каждого цикла проводят замеры текущего газового фактора в добывающих скважинах и весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин. Затем добывающие скважины первой группы отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси.3) In the second stage, cyclic sequential injection of the edges of the water-gas mixture is carried out. Moreover, at the beginning of each cycle, the current gas factor is measured in production wells and the entire stock of production wells is divided into two groups, the first of which includes production wells with a current gas factor higher than the average current gas factor of all wells, and the remaining production wells belong to the second group with a current gas factor below the average current gas factor of all wells. Then, the producing wells of the first group are shut down from operation for a period of time until the start of the next cycle of pumping the gas-water mixture.
Каждый цикл последовательной закачки оторочек водогазовой смеси начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа (как в первом этапе), объемом, равным 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе.Each cycle of sequential injection of the water-gas mixture rims begins with the injection of the first water-gas mixture rim, consisting only of water and gas (as in the first stage), with a volume equal to 5-10% of the volume of the gas-gas mixture pumped into the reservoirs at the first stage.
Затем нагнетательные скважины останавливают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления в нагнетательных скважинах на уровне пластовых начинают закачку второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе.Then the injection wells are stopped and hydrodynamic studies are carried out by taking the pressure drop curves at the bottom of the injection wells. When the bottomhole pressure is stabilized in the injection wells at the formation level, the second rim of the water-gas mixture, consisting of water with a surfactant and gas, with a volume of 5-10% of the volume of the gas-gas mixture injected into the reservoirs at the first stage is injected.
Затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60% от начальных геологических запасов нефти опытного участка или залежи нефти.Then the cycles of sequential injection of the rims of the water-gas mixture are repeated until the total volume of injection of the water-gas mixture at the first and second stages reaches the required value equal to 50-60% of the initial geological oil reserves of the experimental site or oil deposits.
4) На третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины.4) At the third stage, they switch to water injection into injection wells.
Пример конкретного осуществления способаAn example of a specific implementation of the method
Для примера осуществления способа рассматривалась залежь нефти (блок №1) в турнейском ярусе Алексеевского нефтяного месторождения Республики Татарстан. Выбор данной залежи обусловлен, прежде всего, наличием скважин с разными дебитами по нефти, которые изменяются в пределах от 0,3 до 6,0 т/сут при изменении обводненности добываемой продукции от 3 до 70%. Такое различие в дебитах и обводненности связано с зональной и послойной неоднородностями коллекторов залежи, а также с разной удаленностью скважин от водонефтяного контакта. Проницаемость коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин изменяется в пределах от 0,010 до 0,385 мкм2, в среднем составляя 0,056 мкм2. В то же время средняя проницаемость коллекторов, определенная по геофизическим исследованиям скважин, составляет 0,007 мкм2 (таблица 1) при средней пористости 12%. Такое различие в значениях проницаемости коллекторов, определенных различными методами, указывает на наличие развитой системы трещин. Поэтому внедрение предлагаемого способа разработки на данной залежи позволит частично заблокировать участки с высокой трещинной проницаемостью коллекторов и перенаправить вытесняющий агент к участкам более низкой трещинной проницаемости, увеличивая при этом коэффициенты охвата вытеснением (сетки скважин) и охвата заводнением. Причем вытесняющий агент в виде водогазовой смеси, распадаясь в пласте на газ и воду, при упругом режиме работы пластов будет способствовать более эффективному внедрению газовой фазы в низкопористые и низкопроницаемые разности породы.For an example implementation of the method, an oil deposit (block No. 1) in the Tournaisian tier of the Alekseevsky oil field of the Republic of Tatarstan was considered. The choice of this deposit is due, first of all, to the presence of wells with different oil production rates, which vary from 0.3 to 6.0 tons / day with a change in water cut of produced products from 3 to 70%. This difference in flow rates and water cut is associated with zonal and layer-by-layer heterogeneities of reservoir reservoirs, as well as with different distance of wells from the oil-water contact. The permeability of reservoirs according to hydrodynamic studies of wells varies from 0.010 to 0.385 μm 2 , averaging 0.056 μm 2 . At the same time, the average permeability of reservoirs, determined by geophysical research of wells, is 0.007 μm 2 (table 1) with an average porosity of 12%. Such a difference in the values of the permeability of the reservoirs, determined by various methods, indicates the presence of a developed system of cracks. Therefore, the introduction of the proposed development method on this deposit will partially block the areas with high fracture permeability of the reservoirs and redirect the displacing agent to the areas of lower fracture permeability, while increasing the coverage factors by displacement (well network) and waterflood coverage. Moreover, the displacing agent in the form of a water-gas mixture, decaying in the formation into gas and water, with an elastic mode of operation of the layers will contribute to a more efficient introduction of the gas phase into low-porous and low-permeability rock differences.
С использованием математического моделирования процессов фильтрации многофазных флюидов в трещиновато-пористых коллекторах были просчитаны четыре варианта дальнейшей разработки залежи: продолжение эксплуатации на естественном режиме, заводнение, водогазовое воздействие только водогазовой смесью (по прототипу) и водогазовое воздействие по предлагаемому способу. Результаты расчетов представлены в таблице 2. Водогазовое воздействие с оптимальным соотношением газ:вода в пластовых условиях, равным 1:3, приводит к максимальному среднему увеличению коэффициента вытеснения для залежи в целом на 11%. Сопоставление коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением, а также коэффициента извлечения нефти (КИН) показывает, что по предлагаемому способу коэффициент извлечения нефти на 20% выше, чем по прототипу. Способ эффективен и промышленно применим.Using mathematical modeling of the processes of filtering multiphase fluids in fractured-porous reservoirs, four options for further development of the reservoir were calculated: continued operation under natural conditions, water flooding, water-gas treatment only with a water-gas mixture (according to the prototype) and water-gas treatment according to the proposed method. The calculation results are presented in table 2. Water-gas treatment with an optimal gas: water ratio in reservoir conditions equal to 1: 3 leads to a maximum average increase in the displacement coefficient for the reservoir as a whole by 11%. A comparison of the coverage factors by displacement and coverage by water flooding, as well as the oil recovery coefficient (CIN) shows that according to the proposed method, the oil recovery coefficient is 20% higher than that of the prototype. The method is effective and industrially applicable.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ 2123586, кл. 6 Е21В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Сулейманов Б.А., Аббасов Э.М., Курбанов Р.А., Матвеев К.Л. Опубл. 20.12.98, БИ №35.1. RF patent 2123586, cl. 6 ЕВВ 43/22. A method of developing an oil reservoir. Shakhverdiev A.Kh., Panakhov G.M., Suleymanov B.A., Abbasov E.M., Kurbanov R.A., Matveev K.L. Publ. 12/20/98, BI No. 35.
2. Патент РФ 2055168, кл. 6 Е21В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения. Салямов З.З., Шарифуллина Р.З., Сулейманов А.Г., Савельев Ю.С., Капырин Ю.В., Полищук A.M., Суркова Е.М. Опубл. 1996.02.27.2. RF patent 2055168, cl. 6 ЕВВ 43/22. A method of developing an oil field. Salyamov Z.Z., Sharifullina R.Z., Suleymanov A.G., Savelyev Yu.S., Kapyrin Yu.V., Polishchuk A.M., Surkova E.M. Publ. 1996.02.27.
3. Патент РФ 2190091, кл. 7 Е21В 43/22. Способ вытеснения пеной. ВАНГ Демин (CN). Опубл. 2002.09.27.3. RF patent 2190091, cl. 7 ЕВВ 43/22. Foam displacement method. WANG Demin (CN). Publ. 2002.09.27.
4. О.И.Буторин, Г.Н.Пияков. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты. НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 1995, №8-10. - С.54-59.4. O.I. Butorin, G.N. Piyakov. A generalization of experimental studies to determine the effectiveness of applying gas and water-gas stimulation of formations. NTZh "Oilfield business". - 1995, No. 8-10. - S. 54-59.
Геолого-физическая характеристика блока №1 турнейского яруса Алексеевского нефтяного месторождения Table 1
Geological and physical characteristics of block No. 1 of the Tournaisian stage of the Alekseevsky oil field
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004122779/03A RU2299979C2 (en) | 2004-07-27 | 2004-07-27 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004122779/03A RU2299979C2 (en) | 2004-07-27 | 2004-07-27 | Oil deposit development method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004122779A RU2004122779A (en) | 2006-02-20 |
| RU2299979C2 true RU2299979C2 (en) | 2007-05-27 |
Family
ID=36050503
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004122779/03A RU2299979C2 (en) | 2004-07-27 | 2004-07-27 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2299979C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453688C2 (en) * | 2009-11-02 | 2012-06-20 | Хасан Цицоевич Мусаев | Method for intensifying oil production from well with zonal and/or layer-by-layer non-homogeneity of manifold |
| RU2542059C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method of increase of reservoir recovery by injection of water-gas mixture |
| RU2584435C1 (en) * | 2015-07-31 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
-
2004
- 2004-07-27 RU RU2004122779/03A patent/RU2299979C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453688C2 (en) * | 2009-11-02 | 2012-06-20 | Хасан Цицоевич Мусаев | Method for intensifying oil production from well with zonal and/or layer-by-layer non-homogeneity of manifold |
| RU2542059C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method of increase of reservoir recovery by injection of water-gas mixture |
| RU2584435C1 (en) * | 2015-07-31 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004122779A (en) | 2006-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016864B1 (en) | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production | |
| RU2455471C1 (en) | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2459070C1 (en) | Method for development of water-flooded oil formation at last stage | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| Langaas et al. | Water shutoff with polymer in the alvheim field | |
| Bae | Glenn pool surfactant-flood expansion project: A technical summary | |
| RU2542000C1 (en) | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2626491C1 (en) | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU2603867C1 (en) | Method for development of inhomogeneous oil deposit | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| Krebs | Wilmington field, California, polymer flood a case history |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080728 |