RU2390628C1 - Method of oil-field management - Google Patents
Method of oil-field management Download PDFInfo
- Publication number
- RU2390628C1 RU2390628C1 RU2009112697/03A RU2009112697A RU2390628C1 RU 2390628 C1 RU2390628 C1 RU 2390628C1 RU 2009112697/03 A RU2009112697/03 A RU 2009112697/03A RU 2009112697 A RU2009112697 A RU 2009112697A RU 2390628 C1 RU2390628 C1 RU 2390628C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- permeability
- water
- sites
- maps
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 28
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims description 14
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 13
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 9
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 64
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 2
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for monitoring the development of oil fields.
Известные способы контроля за разработкой нефтяных месторождений включают лабораторные исследования свойств пористых сред и пластовых флюидов, геофизические и геопромысловые исследования скважин, построение и совокупный анализ карт состояния коллектора, расчленение нефтяной залежи на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и выбор зон для применения методов воздействия на пласт и увеличения нефтеотдачи.Known methods for monitoring the development of oil fields include laboratory studies of the properties of porous media and reservoir fluids, geophysical and geo-field studies of wells, construction and aggregate analysis of reservoir maps, partitioning of the oil reservoir into representative areas with characteristic geological and filtration characteristics, and selection of zones for applying impact methods per reservoir and enhanced oil recovery.
Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей (пат. RU №2119583, опубл. 27.09.1998), включающий лабораторные исследования свойств пористых сред и пластовых флюидов, геофизические и геопромысловые исследования скважин, построение геологических разрезов, прослеживание пропластков по зонам характерных проницаемостей, построение карт начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин, уточнение выработанных нефтенасыщенных толщин с учетом объемов накопленной добычи и объемов закачек.A known method of monitoring the development of oil deposits (US Pat. RU No. 2119583, publ. 09/27/1998), including laboratory studies of the properties of porous media and reservoir fluids, geophysical and geological exploration of wells, the construction of geological sections, the tracking of layers along the zones of characteristic permeability, mapping initial and residual oil-saturated thicknesses, refinement of the developed oil-saturated thicknesses taking into account the volumes of accumulated production and injection volumes.
Недостатком данного способа является то, что способ не учитывает процессы распределения градиентов давления в пласте и образование застойных зон, а также их влияние на выработку пласта, что снижает достоверность определения положения зон малоподвижной нефти.The disadvantage of this method is that the method does not take into account the processes of distribution of pressure gradients in the reservoir and the formation of stagnant zones, as well as their influence on the formation, which reduces the reliability of determining the position of zones of inactive oil.
Известен способ определения границ зон малоподвижной нефти (Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. - М.: Недра, 1975, 168 с.), включающий измерение содержания структурообразующих компонентов нефти, измерение пластового давления в скважинах, расчет динамического напряжения сдвига. На основе рассчитанных значений динамического напряжения сдвига нефти для каждой скважины и карты распределения проницаемости пласта строят карту распределения градиентов динамического давления сдвига. По измеренным значениям пластового давления в каждой скважине строят карты распределения градиентов пластового давления. Сопоставляют значения градиентов динамического давления сдвига нефти с фактическими градиентами пластового давления. Границы зон малоподвижной нефти проводят путем совмещения карт распределения градиентов динамического давления сдвига нефти с картой распределения фактических градиентов пластового давления.A known method for determining the boundaries of zones of inactive oil (Devlikamov V.V., Khabibullin Z.A., Kabirov M.M. Anomalous oils. - M .: Nedra, 1975, 168 p.), Including measuring the content of structure-forming oil components, measuring reservoir pressure in wells, calculation of dynamic shear stress. Based on the calculated values of the dynamic shear stress of oil for each well and the map of the distribution of permeability of the reservoir, a map of the distribution of the gradients of the dynamic shear pressure is constructed. Based on the measured values of reservoir pressure in each well, maps of the distribution of reservoir pressure gradients are built. The values of the dynamic oil shear pressure gradients are compared with the actual reservoir pressure gradients. The boundaries of zones of inactive oil are carried out by combining maps of the distribution of gradients of dynamic shear pressure of oil with a map of the distribution of actual gradients of reservoir pressure.
Недостатком данного способа является его применимость только для однородных пластов. При высокой степени зональной и послойной неоднородности, а также при усилении неоднородности строения пласта способ контроля не учитывает влияние скоростей фильтрации на процессы распределения градиентов давления в пласте и образование застойных зон, а также их влияние на выработку пласта, что снижает достоверность определения положения зон малоподвижной нефти.The disadvantage of this method is its applicability only for homogeneous formations. With a high degree of zonal and layer-by-layer heterogeneity, as well as with an increase in the heterogeneity of the formation structure, the control method does not take into account the influence of filtration rates on the distribution of pressure gradients in the formation and the formation of stagnant zones, as well as their effect on formation production, which reduces the reliability of determining the position of zones of inactive oil .
Наиболее близким по сути к заявляемому является способ контроля за разработкой нефтяных месторождений (пат. RU №2172402, опубл. 20.08.2001), включающий измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически не связанных участков. Для каждого из гидродинамически не связанных участков рассчитывают значение функции желательности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка. Для применения МУН выбирают гидродинамически не связанные участки в порядке убывания функции желательности.The closest in essence to the claimed is a method of monitoring the development of oil fields (US Pat. RU No. 2172402, publ. 08.20.2001), including measuring reservoir pressure, viscosity of formation fluids, relative phase permeability of oil and water, mapping of pressure fields and field maps filtration and permeability rates, overlaying pressure field maps on maps of filtration rate and permeability fields, determining the position of hydrodynamically unrelated sections. For each of the hydrodynamically unconnected sections, the value of the function of the desirability of applying oil recovery enhancement methods (EOR) is calculated using the multidimensional equation of its dependence on the number of production and injection wells, permeability, layer and zonal heterogeneity, degree of production, water cut, and flow rate of the wells in the area. For the application of EOR, hydrodynamically unrelated sites are selected in descending order of desirability function.
К недостаткам данного способа можно отнести то, что способ не учитывает влияние методов воздействия на пласт, приводящих к необратимым изменениям структуры порового пространства и изменениям свойств пластовых флюидов.The disadvantages of this method include the fact that the method does not take into account the influence of stimulation methods on the formation, leading to irreversible changes in the structure of the pore space and changes in the properties of the formation fluids.
Многолетнее воздействие на пласты при разработке месторождения приводит к необратимому изменению структуры порового пространства, снижению проницаемости, изменению свойств пластовых флюидов и изменению структуры запасов.Long-term impact on reservoirs during field development leads to an irreversible change in the structure of the pore space, a decrease in permeability, a change in the properties of reservoir fluids and a change in the structure of reserves.
Воздействие на залежь водой нарушает равновесное состояние системы залежи, так как физико-химические свойства закачиваемой воды отличаются от пластовой. Закачиваемая вода является новой компонентой залежи, поэтому при взаимодействии ее с матрицей породы, углеводородами и пластовой водой усиливается неоднородность строения пласта, увеличивается различие в проницаемости пород, существенно изменяются свойства пластовых жидкостей. Таким образом, в пласте создаются условия для образования водонефтяных эмульсий (Амиян В.А. Возможность образования эмульсий в призабойной зоне. - М., 1959, №11, 39 с. / ЦНИИТЭнефтегаз. Сер. Нефтепромысловое дело. Новости нефтяной и газовой техники).The impact on the reservoir with water violates the equilibrium state of the reservoir system, since the physicochemical properties of the injected water differ from the formation. Injected water is a new component of the reservoir, therefore, when it interacts with the rock matrix, hydrocarbons and produced water, the heterogeneity of the formation structure increases, the difference in rock permeability increases, and the properties of the formation fluids significantly change. Thus, conditions for the formation of oil-water emulsions are created in the reservoir (V. Amiyan. Possibility of emulsion formation in the bottom-hole zone. - M., 1959, No. 11, 39 pp. / TsNIITEneftegaz. Ser. Oilfield. News of oil and gas technology) .
Из промысловой практики известно, что наиболее значительные изменения претерпевает продуктивный пласт при применении термических методов воздействия. Термические процессы сопровождаются образованием вязких и стойких нефтяных эмульсий (Позднышев Г.Н., Фаттахов Р.Ш., Бриль Д.М. Образование стойких нефтяных эмульсий при применении тепловых методов воздействия на пласт и пути их разрушения. // Тематический науч.-техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983, вып. 16 (65), 44 с.). На месторождении Кенкияк (Северный Казахстан) циклическая закачка пара в добывающие скважины сопровождалась образованием тонкодисперсных структур эмульсий конденсата пара в нефти (Алиманов Д.А. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк. // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981, №6, с.19-20.).From field practice it is known that the most significant changes are undergoing a productive formation when applying thermal methods of exposure. Thermal processes are accompanied by the formation of viscous and persistent oil emulsions (Pozdnyshev G.N., Fattakhov R.Sh., Bril D.M. Formation of persistent oil emulsions when applying thermal methods of stimulating the formation and ways of their destruction. // Thematic scientific and technical Review: Ser. Oilfield Business. - M.: VNIIOENG, 1983, issue 16 (65), 44 pp.). At the Kenkiyak field (Northern Kazakhstan), cyclic injection of steam into production wells was accompanied by the formation of finely dispersed structures of emulsions of steam condensate in oil (Alimanov D.A. Some issues of the production of high-viscosity oil at the Kenkiyak field. // Oilfield business: Scientific and technical inform. . - M.: VNIIOENG, 1981, No. 6, pp. 19-20.).
При применении различных методов воздействия в пласте образуются нефтяные эмульсии различной стойкости. Стойкость к разрушению перекачиваемой водонефтяной эмульсии характеризует изменение состояния нефтяной залежи в результате применения методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому в пределах залежи в гидродинамически не связанных зонах среднее значение величины стойкости нефтяной эмульсии будет различным.When applying various methods of exposure in the reservoir, oil emulsions of various resistance are formed. Resistance to destruction of the pumped oil-water emulsion characterizes the change in the state of the oil reservoir as a result of applying the methods of increasing oil recovery. Therefore, within the reservoir in hydrodynamically unrelated zones, the average value of the resistance of the oil emulsion will be different.
Увеличение стойкости водонефтяной эмульсии значительно осложняет подъем и транспорт эмульсии, приводит к быстрому износу оборудования, применению деэмульгаторов и влечет за собой значительное увеличение затрат на добычу нефти. В связи с этим повышается значение выбора участка для применения МУН.Increasing the durability of the oil-water emulsion significantly complicates the lifting and transporting of the emulsion, leads to rapid wear of equipment, the use of demulsifiers and entails a significant increase in the cost of oil production. In this regard, increasing the importance of the choice of site for the application of EOR.
Целью изобретения является повышение эффективности контроля за разработкой нефтяных месторождений при подъеме и перекачивании водонефтяных эмульсий за счет более полного учета параметров, характеризующих разрабатываемое месторождение, а именно учета значения стойкости к разрушению перекачиваемой водонефтяной эмульсии.The aim of the invention is to increase the effectiveness of control over the development of oil fields during the lifting and pumping of oil-water emulsions due to a more complete consideration of the parameters characterizing the developed field, namely, taking into account the value of the resistance to destruction of the pumped oil-water emulsion.
Для достижения поставленной цели в способе контроля за разработкой нефтяных месторождений, включающем измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически не связанных участков, расчет для каждого из участков значения функции желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка, для гидродинамически не связанных участков с равным значением функции желательности дополнительно измеряют стойкость водонефтяной эмульсии в каждой скважине, вычисляют среднее значение стойкости водонефтяной эмульсии в пределах каждого участка и рекомендуют применение МУН на участках в порядке увеличения значения стойкости водонефтяной эмульсии.To achieve the goal in a method for monitoring the development of oil fields, including measuring reservoir pressure, viscosity of formation fluids, relative phase permeabilities of oil and water, building pressure field maps and filtering velocity and permeability velocity field maps, overlaying pressure field maps on filtration velocity field velocity maps and permeability, determining the position of hydrodynamically unrelated sections, calculating for each of the sections the values of the function of the desirability of applying EOR according to multidimensional cheers its dependence on the number of producing and injection wells, permeability, layered and zonal heterogeneity, degree of production, water cut, production rate of the site wells, for hydrodynamically unrelated sites with an equal desirability function, the oil-water emulsion stability in each well is additionally measured, the average resistance value is calculated water-oil emulsion within each section and recommend the use of EOR in the areas in order to increase the resistance value of the oil-water emulsion .
Для конкретной скважины рекомендуют применение МУН до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.For a particular well, it is recommended to use the EOR until reaching and stabilizing the maximum value of the resistance of the oil-water emulsion.
При выборе гидродинамически не связанных участков для применения МУН возникают ситуации, когда разные участки имеют практически равное (в зависимости от точности расчетов) значение функции желательности. В этом случае выбор участка для применения МУН может быть сделан в зависимости от значения стойкости водонефтяной эмульсии, характеризующей состояния нефтяной залежи в результате применения методов увеличения нефтеотдачи на сравниваемых участках.When choosing hydrodynamically unrelated sites for the application of EOR, situations arise when different sites have almost equal (depending on the accuracy of the calculations) value of the desirability function. In this case, the choice of the site for the application of EOR can be made depending on the resistance value of the oil-water emulsion, which characterizes the state of the oil deposit as a result of applying the methods of increasing oil recovery in the compared areas.
Известно, что увеличение кратности применения методов воздействия на пласт снижает величину дополнительной добычи нефти. Многочисленными исследованиями установлено, что с увеличением кратности солянокислотных обработок добывающих скважин величина дополнительной добычи нефти снижается (Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: Недра, 1970, 279 с.).It is known that increasing the frequency of application of reservoir stimulation methods reduces the amount of additional oil production. Numerous studies have found that with an increase in the multiplicity of hydrochloric acid treatments of producing wells, the amount of additional oil production decreases (Amiyan V.A., Ugolev B.C. Physicochemical methods for increasing well productivity. - M .: Nedra, 1970, 279 p.).
Известно также, что эффективность циклических паротепловых обработок скважин снижается при увеличении количества циклов (Артеменко А.И., Кащавцев В.А., Фаткуллин А.А. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти. // Нефтяное хозяйство, 2005, №6, с.113-115).It is also known that the efficiency of cyclic steam and thermal treatment of wells decreases with an increase in the number of cycles (Artemenko A.I., Kashchavtsev V.A., Fatkullin A.A. Parocyclic impact as one of the priorities for the production of high-viscosity oil. // Oil industry, 2005, No. 6, p. 113-115).
Снижение величины дополнительной добычи нефти с увеличением кратности воздействия на пласт связано с увеличением величины стойкости нефтяных эмульсий. Стойкость водонефтяных эмульсий возрастает с увеличением кратности воздействия на пласт и достигает максимального значения. При стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии величина дополнительной добычи нефти незначительна. Поэтому для конкретной скважины в пределах выбранного участка применение МУН будет эффективным до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.A decrease in the amount of additional oil production with an increase in the multiplicity of stimulation is associated with an increase in the resistance of oil emulsions. The resistance of oil-water emulsions increases with increasing frequency of exposure to the reservoir and reaches its maximum value. When stabilizing the maximum value of the resistance of the oil-water emulsion, the amount of additional oil production is negligible. Therefore, for a specific well within the selected area, the application of EOR will be effective until the maximum value of the stability of the oil-water emulsion is reached and stabilized.
На фиг.1 представлен график изменения дополнительной добычи нефти (1) и график изменения стойкости нефтяной эмульсии (2) при повторных циклических паротепловых обработках скважины 427: Qn/Q1 - отношение уровня добычи после проведения n-го цикла - Qn к уровню добычи после проведения 1-го цикла Q1; ηn/η1 - отношение уровня стойкости нефтяной эмульсии после проведения n-го цикла - ηn к уровню стойкости нефтяной эмульсии после проведения 1-го цикла - η1.Figure 1 shows a graph of changes in additional oil production (1) and a graph of changes in the stability of oil emulsion (2) during repeated cyclic steam and thermal treatments of the well 427: Q n / Q 1 - the ratio of the level of production after the n-th cycle - Q n to the level production after the 1st cycle Q 1 ; η n / η 1 - the ratio of the resistance level of the oil emulsion after the n-th cycle - η n to the resistance level of the oil emulsion after the 1st cycle - η 1 .
На фиг.2 представлен график изменения дополнительной добычи нефти (1) и график изменения стойкости нефтяной эмульсии (2) при повторных солянокислотных обработках скважины 279: ΔQ/Q - отношение уровня дополнительной добычи к уровню добычи после проведения цикла; Δη/η - отношение уровня изменения стойкости нефтяной эмульсии к уровню стойкости нефтяной эмульсии после проведения цикла.Figure 2 presents a graph of changes in additional oil production (1) and a graph of changes in the stability of oil emulsion (2) during repeated hydrochloric acid treatments of well 279: ΔQ / Q is the ratio of the level of additional production to the level of production after the cycle; Δη / η is the ratio of the level of change in the resistance of the oil emulsion to the level of resistance of the oil emulsion after the cycle.
Реализация предлагаемого способа контроля за разработкой нефтяной залежи была проведена на примере Гремихинского месторождения, расположенного на территории Удмуртской Республики. Основным и образующим объектом разработки Гремихинского месторождения является пласт A4 башкирского яруса. Объект разрабатывается по площадной семиточечной системе размещения скважин с расстоянием между скважинами 173 м. Вязкость нефти в пластовых условиях равнялась 148,14 мПа·с. Для разработки данного объекта применялись различные методы воздействия на пласт.Implementation of the proposed method for monitoring the development of an oil deposit was carried out using the Gremikhinsky field as an example, located on the territory of the Udmurt Republic. The main and forming object of the Gremikhinskoye field development is the A 4 layer of the Bashkir layer. The facility is being developed according to the seven-point areal well placement system with a well spacing of 173 m. The oil viscosity under reservoir conditions was 148.14 MPa · s. To develop this object, various methods of stimulating the formation were used.
В соответствии с последовательностью операций, изложенной в патенте RU №2172402 и включающей измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, для пласта A4 башкирского яруса были определены гидродинамически не связанные участки в пределах нефтяных залежей. Для каждого из определенных участков рассчитаны значения функций желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости участка. Выявлены участки, для которых функции желательности применения МУН имели практически равные значения - 0,4331 и 0,4330. При анализе методов воздействия на пласт установлено, что на первом участке (функция желательности 0,4331) эксплуатационные скважины находятся в зоне воздействия скважин, в которые производилась импульсная дозированная закачка пара. В настоящее время производится закачка промысловой сточной воды. На втором участке (функция желательности 0,4330) эксплуатационные скважины находятся в зоне воздействия горячей водой. Закачка горячей воды стала производиться после разработки участка на естественном режиме. Подъем пластовых жидкостей в скважинах обоих участков осуществляется с применением установок ЭЦН.In accordance with the sequence of operations described in patent RU No. 2172402 and including the measurement of reservoir pressure, viscosity of formation fluids, relative phase permeabilities of oil and water, mapping of pressure fields and maps of filtration rate and permeability fields, mapping of pressure field maps onto maps of filtration rate fields and permeability, for reservoir A 4 of the Bashkirian tier, hydrodynamically unrelated sections were determined within the oil deposits. For each of the specified sections, the values of the functions of the desirability of using the EOR were calculated using the multidimensional equation of its dependence on the number of production and injection wells, permeability, layered and zonal heterogeneity, degree of production, water cut, and flow rate of the site. Areas were identified for which the desirability functions of using EORs had practically equal values - 0.4331 and 0.4330. When analyzing the methods of stimulating the formation, it was found that in the first section (the desirability function 0.4331), production wells are located in the zone of impact of the wells into which the pulse dosed injection of steam was performed. Commercial sewage is currently being pumped. In the second section (desirability function 0.4330), production wells are in the hot water impact zone. Hot water injection began after the development of the site in natural mode. The rise of formation fluids in the wells of both sections is carried out using ESP installations.
На скважинах данных участков были отобраны пробы нефтяных эмульсий. Измерение стойкости эмульсий было проведено по следующей методике. Водонефтяную эмульсию объемом 100 мл наливали в полипропиленовый стакан, который помещали в ванну, заполненную дистиллированной водой. В ванну опускали два электрода. Сила тока через электроды составляла 1,2 А. Напряжение между электродами было равно 12 В. Процесс обработки эмульсии контролировался по изменению окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) в полипропиленовых пакетах с дистиллированной водой, которые опускали в ванну с электродами. ОВП дистиллированной воды составлял +120 мВ. Процесс обработки прерывался при достижении ОВП воды в ванне максимального значения, равного -205 мВ. Продолжительность паузы определялась по уменьшению ОВП воды в ванне до минимального значения -50 мВ. Данный цикл повторяли до формирования границы раздела между нефтью и водой. Чем больше время расслоения нефти и воды, тем больше стойкость нефтяной эмульсии. Далее было вычислено среднее значение стойкости нефтяной эмульсий для обоих участков. Среднее значение стойкости водонефтяных эмульсий на первом участке превышало среднее значение стойкости водонефтяных эмульсий на втором участке в 1,3 раза. Было рекомендовано применение МУН на втором участке.Samples of oil emulsions were taken at the wells of these sites. The measurement of the stability of emulsions was carried out according to the following procedure. A 100 ml water-oil emulsion was poured into a polypropylene glass, which was placed in a bathtub filled with distilled water. Two electrodes were lowered into the bath. The current through the electrodes was 1.2 A. The voltage between the electrodes was 12 V. The processing of the emulsion was controlled by the change in the redox potential (ORP) in polypropylene bags with distilled water, which were lowered into the bath with electrodes. The ORP of distilled water was +120 mV. The processing process was interrupted when the ORP of the water in the bath reached a maximum value of -205 mV. The duration of the pause was determined by the decrease in the ORP of water in the bath to a minimum value of -50 mV. This cycle was repeated until the formation of the interface between oil and water. The longer the separation of oil and water, the greater the stability of the oil emulsion. Next, the average resistance value of oil emulsions was calculated for both sites. The average value of the resistance of oil-water emulsions in the first section exceeded the average value of the resistance of oil-water emulsions in the second section by 1.3 times. The use of EOR in the second section was recommended.
В пределах расположения первого участка на скважине 427 было проведено 7 повторных циклических паротепловых обработок. После проведения паротепловой циклической обработки скважины производили отбор пробы нефтяной эмульсии. Стойкость нефтяной эмульсии измерялась в соответствии с вышеприведенной методикой. Из графика, представленного на фиг.1, следует, что после 4-го цикла стойкость нефтяной эмульсии достигает максимального значения и проведение следующих циклов не эффективно, так как дополнительная добыча нефти имеет незначительную величину.Within the location of the first section in well 427, 7 repeated cyclic heat and steam treatments were performed. After the steam-thermal cyclic treatment of the well, a sample of oil emulsion was taken. The durability of the oil emulsion was measured in accordance with the above procedure. From the graph presented in figure 1, it follows that after the 4th cycle, the stability of the oil emulsion reaches its maximum value and the following cycles are not effective, since the additional oil production is negligible.
В пределах расположения второго участка на скважине 279 было проведено 4 солянокислотных обработки. Из графика, представленного на фиг.2, следует, что после 3-й солянокислотной обработки стойкость нефтяной эмульсии достигает максимального значения. Дополнительная добыча нефти при последующих циклах имеет низкие значения, что позволяет сделать вывод о нецелесообразности дальнейшего применения МУН.Within the location of the second section at well 279, 4 hydrochloric acid treatments were performed. From the graph presented in figure 2, it follows that after the 3rd hydrochloric acid treatment, the stability of the oil emulsion reaches its maximum value. Additional oil production in subsequent cycles is low, which allows us to conclude that the further use of EOR is inappropriate.
Предложенный способ контроля за разработкой нефтяного месторождения позволяет при равных средних значениях функции желательности на гидродинамически не связанных участках осуществлять выбор участков для применения МУН с учетом влияния методов воздействия на пласт, приводящих к необратимым изменениям структуры порового пространства и изменениям свойств пластовых флюидов.The proposed method for monitoring the development of an oil field allows, with equal average values of the desirability function in hydrodynamically unconnected areas, to select sites for applying EOR, taking into account the influence of formation methods, leading to irreversible changes in the structure of pore space and changes in the properties of formation fluids.
Claims (2)
Priority Applications (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112697/03A RU2390628C1 (en) | 2009-04-06 | 2009-04-06 | Method of oil-field management |
| PCT/RU2010/000153 WO2010134843A1 (en) | 2009-04-06 | 2010-04-02 | Method for monitoring the oil-field development |
| CN201080010651.9A CN102341563B (en) | 2009-04-06 | 2010-04-02 | Method for monitoring oil-field development |
| EP10777995.1A EP2418349A4 (en) | 2009-04-06 | 2010-04-02 | Method for monitoring the oil-field development |
| US13/267,437 US20120024524A1 (en) | 2009-04-06 | 2011-10-06 | Method for Monitoring Oil Field Development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112697/03A RU2390628C1 (en) | 2009-04-06 | 2009-04-06 | Method of oil-field management |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2390628C1 true RU2390628C1 (en) | 2010-05-27 |
Family
ID=42680473
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009112697/03A RU2390628C1 (en) | 2009-04-06 | 2009-04-06 | Method of oil-field management |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120024524A1 (en) |
| EP (1) | EP2418349A4 (en) |
| CN (1) | CN102341563B (en) |
| RU (1) | RU2390628C1 (en) |
| WO (1) | WO2010134843A1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102720485A (en) * | 2012-07-20 | 2012-10-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | Prediction method of water cut increasing rate of water field with medium-high water content |
| CN109594968A (en) * | 2017-09-28 | 2019-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Fracture parameters evaluation method and system after a kind of shale gas multistage pressure break horizontal well pressure |
| RU2704400C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-10-28 | Петрочайна Компани Лимитед | Method and device for prediction of variation of rate of increase in water content in oil reservoir with water pressure mode |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103247215B (en) * | 2013-04-12 | 2015-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Low-permeability oil deposit commingling production physical simulation system and method |
| US20160333160A1 (en) * | 2014-01-23 | 2016-11-17 | Dow Global Technologies Llc | Rigid polyurethane foam having a small cell size |
| CN104453807B (en) * | 2014-10-29 | 2016-10-19 | 中国海洋石油总公司 | A kind of oil field injection and extraction well group water drive channelling method of discrimination |
| CN105865982B (en) * | 2016-04-20 | 2019-01-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | Imbibition agent seepage velocity tester |
| US10570717B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-02-25 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system utilizing continuous and discrete control parameters |
| US10577907B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-03-03 | International Business Machines Corporation | Multi-level modeling of steam assisted gravity drainage wells |
| US10267130B2 (en) * | 2016-09-26 | 2019-04-23 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system by adjusting controls to reduce model uncertainty |
| US10614378B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-04-07 | International Business Machines Corporation | Cross-well allocation optimization in steam assisted gravity drainage wells |
| US10352142B2 (en) | 2016-09-26 | 2019-07-16 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a stem-assisted gravity drainage oil well system by adjusting multiple time step controls |
| US10378324B2 (en) | 2016-09-26 | 2019-08-13 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system by adjusting controls based on forecast emulsion production |
| CN111971452A (en) * | 2018-02-21 | 2020-11-20 | 沙特阿拉伯石油公司 | Permeability prediction using interconnected reservoir region maps |
| RU2717326C1 (en) * | 2019-08-30 | 2020-03-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method of formation coverage evaluation by development system |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6321840B1 (en) * | 1988-08-26 | 2001-11-27 | Texaco, Inc. | Reservoir production method |
| US5146086A (en) * | 1991-03-19 | 1992-09-08 | Chevron Research And Technology Company | Method and apparatus for imaging porous media and method for fabricating novel optical materials |
| US5632604A (en) * | 1994-12-14 | 1997-05-27 | Milmac | Down hole pressure pump |
| RU2096600C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for development of oil deposit |
| RU2119583C1 (en) * | 1997-04-07 | 1998-09-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for monitoring development of oil deposits |
| US5855243A (en) * | 1997-05-23 | 1999-01-05 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US5927404A (en) * | 1997-05-23 | 1999-07-27 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| AU7987298A (en) * | 1997-06-24 | 1999-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Cyclonic separator assembly |
| US6827749B2 (en) * | 1999-07-07 | 2004-12-07 | The Lubrizol Corporation | Continuous process for making an aqueous hydrocarbon fuel emulsions |
| US6484819B1 (en) * | 1999-11-17 | 2002-11-26 | William H. Harrison | Directional borehole drilling system and method |
| US7449114B2 (en) * | 2000-06-29 | 2008-11-11 | Srp Technologies, Inc. | Halogenated solvent remediation |
| EP1211633B1 (en) * | 2000-11-28 | 2004-06-09 | STMicroelectronics S.r.l. | Texile-like capacitive pressure sensor and method of mapping the pressure exerted at points of a surface of a flexible and pliable object, particularly of a sail |
| US7032662B2 (en) * | 2001-05-23 | 2006-04-25 | Core Laboratories Lp | Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells or subsurface formations during oil and gas exploration and production |
| US6814141B2 (en) * | 2001-06-01 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture |
| PL348996A1 (en) * | 2001-08-01 | 2003-02-10 | B Sp Z Oo Ab | Method of and apparatus for monitoring the parameters of aqueous phase in water-and-oil emulsions |
| US7045339B2 (en) * | 2002-08-20 | 2006-05-16 | Srp Technologies, Inc. | Electron donors for chlorinated solvent source area bioremediation |
| CN1517510A (en) * | 2003-01-13 | 2004-08-04 | 大庆油田有限责任公司 | Method for hierarchical regulating water flow of water injection well in oil field |
| RU2239177C1 (en) * | 2003-06-23 | 2004-10-27 | Дочернее закрытое акционерное общество "Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности" | Method to identify sources of formation of stable water-oil emulsions |
| US7198107B2 (en) * | 2004-05-14 | 2007-04-03 | James Q. Maguire | In-situ method of producing oil shale and gas (methane) hydrates, on-shore and off-shore |
| US7051817B2 (en) * | 2004-08-09 | 2006-05-30 | Sorowell Production Services Llc | Device for improving oil and gas recovery in wells |
| WO2006065912A1 (en) * | 2004-12-13 | 2006-06-22 | Champion Technologies, Inc. | Quantitative evaluation of emulsion stability based on critical electric field measurements |
| US7662275B2 (en) * | 2006-05-19 | 2010-02-16 | Colorado School Of Mines | Methods of managing water in oil shale development |
| CA2658943C (en) * | 2006-08-23 | 2014-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Composition and method for using waxy oil-external emulsions to modify reservoir permeability profiles |
| WO2008120572A1 (en) * | 2007-03-29 | 2008-10-09 | Toray Industries, Inc. | Filter medium and filter unit |
| WO2009009382A2 (en) * | 2007-07-12 | 2009-01-15 | Glori Oil Limited | Process for enhanced oil recovery using a microbial consortium |
| EA017950B1 (en) * | 2007-11-30 | 2013-04-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Breaker fluids and methods of using the same |
| US8113278B2 (en) * | 2008-02-11 | 2012-02-14 | Hydroacoustics Inc. | System and method for enhanced oil recovery using an in-situ seismic energy generator |
| US20100096129A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of hydrocarbon recovery |
| US8424784B1 (en) * | 2012-07-27 | 2013-04-23 | MBJ Water Partners | Fracture water treatment method and system |
-
2009
- 2009-04-06 RU RU2009112697/03A patent/RU2390628C1/en not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-04-02 WO PCT/RU2010/000153 patent/WO2010134843A1/en active Application Filing
- 2010-04-02 EP EP10777995.1A patent/EP2418349A4/en not_active Withdrawn
- 2010-04-02 CN CN201080010651.9A patent/CN102341563B/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-10-06 US US13/267,437 patent/US20120024524A1/en not_active Abandoned
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102720485A (en) * | 2012-07-20 | 2012-10-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | Prediction method of water cut increasing rate of water field with medium-high water content |
| CN102720485B (en) * | 2012-07-20 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Prediction method of water cut increasing rate of water field with medium-high water content |
| CN109594968A (en) * | 2017-09-28 | 2019-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Fracture parameters evaluation method and system after a kind of shale gas multistage pressure break horizontal well pressure |
| CN109594968B (en) * | 2017-09-28 | 2022-04-12 | 中国石油化工股份有限公司 | Shale gas multistage fracturing horizontal well post-fracturing fracture parameter evaluation method and system |
| RU2704400C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-10-28 | Петрочайна Компани Лимитед | Method and device for prediction of variation of rate of increase in water content in oil reservoir with water pressure mode |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2418349A1 (en) | 2012-02-15 |
| US20120024524A1 (en) | 2012-02-02 |
| WO2010134843A1 (en) | 2010-11-25 |
| CN102341563B (en) | 2015-06-10 |
| CN102341563A (en) | 2012-02-01 |
| EP2418349A4 (en) | 2015-04-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2390628C1 (en) | Method of oil-field management | |
| Zhou et al. | Mechanisms of imbibition during hydraulic fracturing in shale formations | |
| RU2274747C2 (en) | Optimization method for oil production from multilayer compound beds with the use of dynamics of oil recovery from compound beds and geophysical production well investigation data | |
| Sharma et al. | The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test | |
| CN112392472B (en) | Method and device for determining integrated development mode of shale and adjacent oil layer | |
| RU2666842C1 (en) | Method for determining filtration parameters in a multi-well system by the method of pulse-code hydro-licensing (pch) | |
| RU2670703C9 (en) | Method for monitoring the location of non-conventional hydrocarbon production and development | |
| Mukherjee et al. | CO2 Foam Pilot in Salt Creek Field, Natrona County, WY-Phase I-Laboratory Work, Reservoir Simulation, and Initial Design | |
| CN111222252A (en) | Method and system for predicting oil-water two-phase post-pressure productivity of low-saturation oil reservoir | |
| RU2318993C1 (en) | Method for watered oil pool development | |
| RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
| Bardon et al. | Well stimulation by CO2 in the heavy oil field of Camurlu in Turkey | |
| RU2734358C1 (en) | Method of determining current water saturation of a productive formation | |
| RU2720848C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation flows | |
| CN108414405B (en) | Method for evaluating action rule of surfactant in drilling fluid in shale microcracks | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| Alyan et al. | Mitigating water injectivity decline in tight carbonates due to suspended particles | |
| RU2626491C1 (en) | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs | |
| Almukhametova | Developing the technology of non-stationary treatment through the example of the deposit of Severnye Buzachi | |
| RU2603867C1 (en) | Method for development of inhomogeneous oil deposit | |
| Zahirovic et al. | Application of Gel for Water Shutoff: A Case Study of Kelebija Oil Field | |
| RU2788204C1 (en) | Method for determining the oil recovery coefficient for an inhomogeneous reservoir | |
| US20190323344A1 (en) | Method for monitoring salinity within an underground formation | |
| RU2766482C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation cross-flows | |
| SU1461891A1 (en) | Method of determining depletion parameters of oil formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190407 |