RU2429343C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2429343C1 RU2429343C1 RU2010142776/03A RU2010142776A RU2429343C1 RU 2429343 C1 RU2429343 C1 RU 2429343C1 RU 2010142776/03 A RU2010142776/03 A RU 2010142776/03A RU 2010142776 A RU2010142776 A RU 2010142776A RU 2429343 C1 RU2429343 C1 RU 2429343C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- samples
- recovery
- production
- increase
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий монтаж в наземной коммуникации добывающей скважины устройства для автоматизированного измерения оптической плотности нефти. Измеряют абсолютную величину начальной оптической плотности нефти и измерение осуществляют при длине волн более 800 нм. Измеряют текущую оптическую плотность нефти периодически во времени. Судят о положении и перемещении водонефтяного контакта по изменению абсолютного значения оптической плотности нефти во времени и по увеличению текущей оптической плотности нефти относительно начальной оптической ее плотности (номер публикации 93003302, опубл. 1996.05.27).A known method for the development of oil deposits, including the installation in terrestrial communication of a producing well of a device for automatically measuring the optical density of oil. The absolute value of the initial optical density of the oil is measured and the measurement is carried out at a wavelength of more than 800 nm. The current optical density of the oil is measured periodically over time. Judge the position and movement of the oil-water contact by changing the absolute value of the optical density of oil over time and by increasing the current optical density of oil relative to its initial optical density (publication number 93003302, publ. 1996.05.27).
Известный способ позволяет только судить о перемещении водонефтяного контакта, тогда как прочие характеристики разработки остаются вне поля внимания.The known method allows only to judge the movement of oil-water contact, while other characteristics of the development remain outside the scope of attention.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, который включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн и выработку рекомендаций по разработке нефтяной залежи. При воздействии на залежь заводнением определяют вовлеченность в разработку низкопроницаемых зон с преимущественно невыработанными запасами. Для этого в качестве оптических свойств нефтей определяют оптическую плотность, коэффициенты светопропускания и светопоглощения, показатели преломления и дисперсии. Отбирают пробы нефти из всех добывающих скважин, расположенных в низкопроницаемой и высокопроницаемой зонах. После закачки рабочего агента в нагнетательные скважины ожидают эффект от воздействия в реагирующих скважинах, где тоже назначают отбор проб нефти. Повторяют отбор проб нефти из добывающих скважин с определением тех же оптических свойств нефти и по появлению следов рабочего агента в нефти делают заключение о вовлеченности в разработку низкопроницаемых зон (патент РФ №2304705, опубл. 20.08.2007 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a heterogeneous oil reservoir, which includes taking oil through production wells, injecting a working agent through injection wells, taking oil samples from various points of the formation at certain intervals, determining their optical properties at different wavelengths and making recommendations for developing an oil reservoir. When exposed to water flooding, the involvement in the development of low-permeability zones with predominantly undeveloped reserves is determined. For this, optical density, light transmission and absorption coefficients, refractive indices and dispersions are determined as the optical properties of oils. Oil samples are taken from all production wells located in low permeability and high permeability zones. After pumping a working agent into injection wells, the effect of exposure in reacting wells is expected, where oil sampling is also prescribed. The sampling of oil from production wells is repeated with the determination of the same optical properties of oil and, based on the appearance of traces of a working agent in oil, a conclusion is drawn on involvement in the development of low-permeability zones (RF patent No. 2304705, publ. 08.20.2007 - prototype).
Известный способ позволяет проследить вытеснение нефти из низкопроницаемых зон, но не позволяет сделать заключение об эффективности воздействия на залежь, о влиянии мероприятий по увеличению нефтеотдачи залежи, а следовательно, не позволяет целенаправленно изменять вид и режимы воздействия и повышать нефтеотдачу залежи.The known method allows you to track the displacement of oil from low-permeability zones, but does not allow you to make a conclusion about the effectiveness of the impact on the reservoir, the impact of measures to increase oil recovery of the reservoir, and therefore, does not allow you to purposefully change the type and modes of exposure and increase oil recovery of the reservoir.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, отбор проб нефти, определение оптических свойств проб нефти, анализ результатов и выработку рекомендаций по разработке нефтяной залежи, согласно изобретению на залежи проводят мероприятия по увеличению нефтеотдачи залежи, отбор проб нефти проводят из продукции добывающих скважин, реагирующих на проведение мероприятий по увеличению нефтеотдачи, с интервалом 14-15 суток, из проб нефти центрифугированием отделяют нефть от воды, при определении оптических свойств проб нефти проводят фотоколориметрические исследования и параметрические корреляционные анализы между изменением коэффициента светопоглощения нефти и объемами добычи нефти, проводят корреляционный анализ, в ходе которого для каждой скважины рассчитывают значения коэффициента линейной корреляции Пуассона между изменением коэффициента светопоглощения нефти и объемами добычи нефти, при положительном значении коэффициента корреляции делают заключение о вовлечении в разработку запасов нефти, измененных в результате мероприятий по увеличению нефтеотдачи, при отрицательном - неизмененных, изменяют мероприятия по увеличению нефтеотдачи для увеличения вовлечения в разработку запасов нефти, измененных в результате мероприятий.The problem is solved in that in a method for developing an oil deposit, including pumping a working agent through injection wells, taking oil through production wells, taking oil samples, determining the optical properties of oil samples, analyzing the results and making recommendations for developing an oil reservoir, according to the invention, the deposits are carried out measures to increase oil recovery, oil sampling is carried out from the production of producing wells that respond to measures to increase oil recovery, with an interval of 14-15 days, and oil samples are separated by centrifugation of oil from water, when determining the optical properties of oil samples, photocolorimetric studies and parametric correlation analyzes between changes in the oil light absorption coefficient and oil production volumes are carried out, a correlation analysis is performed, during which the values of the Poisson linear correlation coefficient between the coefficient changes are calculated for each well light absorption of oil and oil production, with a positive value of the correlation coefficient do Turning on the involvement in the development of oil reserves, changed as a result of measures to increase oil recovery, with a negative - unaltered, change measures to increase oil recovery to increase involvement in the development of oil reserves, changed as a result of events.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи бывает весьма трудно оценить эффективность мероприятий по увеличению нефтеотдачи залежи, скорректировать и добиться повышения их эффективности. Существующие технические решения решают эту задачу лишь частично, что не позволяет добиться существенного увеличения нефтеотдачи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing an oil deposit, it can be very difficult to assess the effectiveness of measures to increase oil recovery, to adjust and to increase their effectiveness. Existing technical solutions solve this problem only partially, which does not allow to achieve a significant increase in oil recovery. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
Разработанный способ позволяет проводить определения механизма, за счет которого обеспечивается дополнительная добыча нефти: за счет улучшения вытеснения нефти или за счет увеличения охвата воздействием ранее не включенных в разработку запасов нефти. Изменение состава и физико-химических свойств добываемой нефти может быть существенным, и это связано как с изменениями в ходе взаимодействия нефти с закачиваемыми агентами, так и за счет вовлечения неохваченных запасов в процессе развития системы разработки месторождений. В первом случае добываемая нефть будет характеризоваться увеличением хромофорных соединений, так как для зон пласта, ранее охваченных воздействием закачиваемыми агентами, остаточные запасы углеводородов характеризуются большей плотностью, вязкостью, увеличенным содержанием смол, асфальтенов и другими изменениями, значение коэффициента светопоглощения (Ксп) добываемой нефти будет относительно большим. Во втором случае среди основных изменений важным будет увеличение содержания легких фракций углеводородов в добываемой нефти вследствие вовлечения мало измененных в процессе разработки месторождения запасов нефти, значение коэффициента светопоглощения добываемой нефти будет относительно меньшим.The developed method allows to determine the mechanism by which additional oil production is ensured: by improving the oil displacement or by increasing the coverage of oil reserves not previously included in the development. The change in the composition and physico-chemical properties of the produced oil can be significant, and this is due both to changes in the course of the interaction of oil with injected agents, and due to the involvement of unreached reserves in the process of developing the field development system. In the first case, the produced oil will be characterized by an increase in chromophore compounds, since for the zones of the formation previously covered by the action of injected agents, the remaining hydrocarbon reserves are characterized by a higher density, viscosity, an increased content of resins, asphaltenes and other changes, the light absorption coefficient (K cn ) of the produced oil will be relatively large. In the second case, among the main changes, it will be important to increase the content of light fractions of hydrocarbons in the produced oil due to the involvement of oil reserves that are little changed during the development of the field; the light absorption coefficient of the produced oil will be relatively smaller.
Для осуществления способа проводится регулярный отбор проб нефти со скважин, расположенных на участках, где проводились методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Определяется изменение Ксп добываемой нефти в процессе разработки в результате применения МУН. При этом основным методом исследования является фотоколориметрия с использованием спектрофотометров или фотоэлектроколориметров. По увеличению значения Ксп можно констатировать, что дополнительно извлечены измененные в процессе разработки запасы нефти из заводненной зоны коллектора. А по уменьшению значения Ксп можно констатировать, что дополнительно извлечены не затронутые заводнением запасы нефти, которые ранее не контактировали с закачиваемыми в пласт агентами.To implement the method, regular sampling of oil from wells located in areas where the methods of increasing oil recovery (EOR) were carried out. The change in K c of the extracted oil is determined during the development process as a result of the application of EOR. The main research method is photocolorimetry using spectrophotometers or photoelectrocolorimeters. By increasing the value of K sp it can be stated that the oil reserves changed during the development process were additionally extracted from the water-filled zone of the reservoir. And by decreasing the value of K c, it can be stated that oil reserves not affected by water flooding, which had not previously been in contact with the agents injected into the reservoir, were additionally recovered.
Данный метод включает в себя отбор представительных проб продукции добывающих скважин, реагирующих на проведение мероприятий по методам увеличения нефтеотдачи, с интервалом 14-15 суток (отбор продукции с устьевых пробоотборников в сосуды объемом не менее 1500 мл, далее отбор шприцом из нефтяной части сосуда пробы объемом приблизительно 15 мл), отделение нефти от воды на центрифуге ОПн-3м в течение 5 минут при частоте 2500 об/мин, проведение фотоколориметрических исследований на приборе фотоколориметре КФК-3 и проведение параметрических корреляционных анализов между изменением коэффициента светопоглощения нефти и объемами добычи нефти.This method includes the selection of representative samples of production of producing wells that respond to activities by methods of increasing oil recovery, with an interval of 14-15 days (selection of products from wellhead samplers into vessels with a volume of at least 1,500 ml, then sampling with a syringe from the oil part of the sample vessel with a volume of 15 ml), separating oil from water in an OPn-3m centrifuge for 5 minutes at a frequency of 2500 rpm, conducting photocolorimetric studies on a KFK-3 photocolorimeter and performing parametric correlations ion analyzes between changes in the oil absorption coefficient and oil production.
Центрифуга ОПн-3м изготовлена в климатическом исполнении УХЛ4.2 по ГОСТ 15150-69, обеспечивает задание частоты вращения пробиркодержателя от 500 до 2700 об/мин с дискретностью 100 об/мин, допустимое приведенное отклонение частоты вращения от максимальной рабочей частоты вращения в диапазоне от 2000 до 2700 об/мин - не более 5%, максимальная величина фактора разделения 1670, максимальный объем центрифуги 150 мл, центрифуга обеспечивает задание времени центрифугирования в интервале от 0 до 99 мин с дискретностью 1 мин, отклонения времени отключения привода центрифуги от заданного значения ±2%, максимальное время непрерывной работы центрифуги не менее 120 мин, питание от сети переменного тока напряжением 220 В (+22, -11 В) частотой 50±0,5 Гц, мощность, потребляемая от сети переменного тока, не более 200 Вт.The OPN-3m centrifuge is made in a climatic modification UHL4.2 according to GOST 15150-69, it provides the test tube holder speed from 500 to 2700 rpm with a resolution of 100 rpm, the permissible reduced deviation of the rotation frequency from the maximum working speed in the range from 2000 up to 2700 rpm - not more than 5%, the maximum separation factor is 1670, the maximum volume of the centrifuge is 150 ml, the centrifuge provides the setting of the centrifugation time in the range from 0 to 99 min with a resolution of 1 min, deviations of the drive time of the price drive rifuges from a predetermined value of ± 2%, the maximum continuous operation time of a centrifuge is at least 120 minutes, powered by an alternating current network of 220 V (+22, -11 V) frequency of 50 ± 0.5 Hz, the power consumed by an alternating current network, no more than 200 watts.
Фотометр фотометрический КФК-3 предназначен для измерения коэффициентов пропускания и оптической плотности прозрачных жидкостных растворов, а также для измерения скорости изменения оптической плотности вещества и определения концентрации вещества в растворах после предварительной градуировки фотометра пользователем. Спектральный диапазон работы фотометра от 315 до 990 нм. Пределы измерения: коэффициента пропускания 0,1-100%, оптической плотности 0-3. Предел допускаемого значения основной абсолютной погрешности фотометра при измерении коэффициента пропускания 0,5% абс. Предел допускаемой основной абсолютной погрешности установки длины волны 3 нм. Предел допускаемого среднеквадратического отклонения случайной составляющей основной абсолютной погрешности 0,15% абс. Питание от сети переменного тока напряжением 220±4,4 В, частотой 50-60 Гц, мощность не более 60 Вт. В опытах используется кварцевая кювета с длиной оптического пути 1,060 мм.The KFK-3 photometric photometer is intended for measuring transmittance and optical density of transparent liquid solutions, as well as for measuring the rate of change of the optical density of a substance and determining the concentration of a substance in solutions after preliminary calibration of the photometer by a user. The spectral range of the photometer is from 315 to 990 nm. Measurement limits: transmittance 0.1-100%, optical density 0-3. The limit of the permissible value of the basic absolute error of the photometer when measuring the transmittance of 0.5% abs. The limit of permissible basic absolute error of setting the wavelength is 3 nm. The limit of the standard deviation of the random component of the main absolute error of 0.15% abs. Power supply from an alternating current main of voltage 220 ± 4.4 V, frequency 50-60 Hz, power no more than 60 W. In the experiments, a quartz cuvette with an optical path length of 1.060 mm was used.
Для измерения оптической плотности проб отбирается по 0,08 мл обезвоженной нефти, которая растворяется в 10 мл толуола. Измерения проводятся на приборе КФК-3 в диапазоне длин волн от 310 нм до 990 нм.To measure the optical density of the samples, 0.08 ml of dehydrated oil is taken, which dissolves in 10 ml of toluene. The measurements are carried out on a KFK-3 device in the wavelength range from 310 nm to 990 nm.
В основе всех количественных измерений в спектроскопии лежит закон Бугера-Ламберта-Бэра (сокращенно закон БЛБ), который связывает способность вещества поглощать свет с концентрацией данного вещества.All quantitative measurements in spectroscopy are based on the Bouguer-Lambert-Baer law (abbreviated BLB law), which relates the ability of a substance to absorb light with the concentration of a given substance.
Зависимость, характеризующую ослабление света веществом, можно представить в виде:The dependence characterizing the attenuation of light by matter can be represented as:
где I и I0 - интенсивность прошедшего и падающего на образец света; С - концентрация нефти в толуоле; l - длина оптического пути; Ксп - коэффициент пропорциональности, называемый молярным коэффициентом поглощения или коэффициентом экстинкции вещества. После преобразований формула для расчета коэффициента светопоглощения принимает вид:where I and I 0 - the intensity of the transmitted and incident light on the sample; C is the concentration of oil in toluene; l is the optical path length; To sp - the coefficient of proportionality, called the molar absorption coefficient or extinction coefficient of the substance. After transformations, the formula for calculating the light absorption coefficient takes the form:
Поскольку в спектроскопии длина кюветы l измеряется в см, концентрация вещества - в долях единиц или в процентах, а оптическая плотность - безразмерная величина, то единицей измерения коэффициента экстинкции (Ксп) является см-1.Since in spectroscopy the length of the cell l is measured in cm, the concentration of the substance is in fractions of units or in percent, and the optical density is a dimensionless quantity, the unit of measurement of the extinction coefficient (K sp ) is cm -1 .
Коэффициент светопоглощения (Ксп) зависит от длины волны проходящего света, температуры раствора, природы растворенного вещества и не зависит от толщины поглощающего слоя и концентрации растворенного вещества. Коэффициент светопоглощения отражает индивидуальные свойства окрашенных соединений и является их определяющей характеристикой.The light absorption coefficient (K sp ) depends on the wavelength of transmitted light, the temperature of the solution, the nature of the dissolved substance and does not depend on the thickness of the absorbing layer and the concentration of the dissolved substance. The light absorption coefficient reflects the individual properties of colored compounds and is their defining characteristic.
Далее проводится корреляционный анализ. Для каждой скважины рассчитываются значения коэффициента линейной корреляции Пуассона между изменением коэффициента светопоглощения нефти и объемами добычи нефти. Если значение коэффициента корреляции положительно, то это значит, что метод увеличения нефтеотдачи вовлек в разработку измененные запасы нефти, но если значение коэффициента корреляции отрицательно - то малоизмененные в процессе разработки запасы нефти. Механизм увеличения нефтеотдачи можно принять смешанным в случае получения в результате статистических расчетов незначимых коэффициентов корреляции при фиксировании дополнительной добычи от применения метода увеличения нефтеотдачи по динамике добычи скважинной продукции. Изменяют мероприятия по увеличению нефтеотдачи для увеличения вовлечения в разработку запасов нефти, измененных в результате мероприятий. В качестве МУН используют закачку сшиваемых полимерных систем, водно-дисперсионных полимерных систем, закачку растворов поверхностно-активных систем и их композиций, закачку углекислоты и т.д.Next, a correlation analysis is performed. For each well, the Poisson’s linear correlation coefficient between the change in oil light absorption coefficient and oil production volumes are calculated. If the value of the correlation coefficient is positive, then this means that the method of increasing oil recovery involved the development of changed oil reserves, but if the value of the correlation coefficient is negative, then the oil reserves that are little changed during the development process. The oil recovery enhancement mechanism can be accepted as mixed if, as a result of statistical calculations, insignificant correlation coefficients are obtained when additional production is fixed from the application of the oil recovery increase method for the dynamics of production of well products. Changes are being made to increase oil recovery to increase involvement in the development of oil reserves that have been changed as a result of measures. As EOR, injection of crosslinkable polymer systems, water-dispersed polymer systems, injection of solutions of surface-active systems and their compositions, injection of carbon dioxide, etc. are used.
Пример 1Example 1
Проведены исследования промысловых проб нефти, отобранных с 3 участков Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, на которых проводились МУН. С учетом необходимости исключения влияния каких-либо иных факторов, кроме МУН, были выбраны участки нагнетательных скважин, на которых в течение 3 лет не проводились мероприятия, которые могли бы оказать влияние на изменение коэффициента светопоглощения добываемой нефти.Investigations of field oil samples taken from 3 sections of the Severo-Almetyevskaya area of the Romashkinskoye field, at which EOR was carried out, were carried out. Taking into account the need to exclude the influence of any factors other than EOR, sections of injection wells were selected where no measures were taken for 3 years that could affect the change in the light absorption coefficient of the produced oil.
На участке нагнетательной скважины №21317, имеющей три реагирующие скважины: №5710, №14776, №14777, в конце января - начале февраля 2009 года была реализована технология ГЭР.In the injection well section No. 21317, which has three reacting wells: No. 5710, No. 14776, No. 14777, in late January - early February 2009, GER technology was implemented.
ГЭР - многокомпонентная система, содержащая углеводородную фазу, эмульгатор Нефтенол Н3, хлористый кальций и воду. Внутрипластовое реагирование приводит к образованию эмульсии, устойчивой к размыванию, обладающей высокой гидрофобной способностью. Образующаяся водоизолирующая масса повышает фильтрационное сопротивление обводненных интервалов пласта, за счет чего увеличивается охват пласта по толщине.GER is a multicomponent system containing a hydrocarbon phase, an emulsifier Neftenol H3, calcium chloride and water. In-situ reaction leads to the formation of an emulsion, resistant to erosion, with a high hydrophobic ability. The resulting water-insulating mass increases the filtration resistance of the flooded intervals of the formation, thereby increasing the coverage of the formation in thickness.
Сведения об анализируемом участке представлены в табл.1.Information about the analyzed area is presented in table 1.
сыщ., %Neftena
sat.,%
В результате статистического анализа установлена обратная линейная корреляционная связь между значениями оптической плотности проб нефти со скважины №5710 и добычей нефти. Необходимо отметить, что коллектор, вскрытый данной скважиной, имеет нефтенасыщенную толщину (5,6 м), почти в 2 раза превышающую нефтенасыщенную толщину коллектора, вскрытого остальными скважинами данного участка. Наличие прямой связи между изменением оптических свойств и изменением объемов добычи нефти обусловлено тем, что закачка ГЭР привела к доотмыву остаточной нефти в большей степени, чем вовлечению новых, ранее не охваченных заводнением зон коллектора.As a result of statistical analysis, an inverse linear correlation was established between the optical density of oil samples from well No. 5710 and oil production. It should be noted that the reservoir, discovered by this well, has an oil-saturated thickness (5.6 m), which is almost 2 times the oil-saturated thickness of the reservoir, discovered by the remaining wells of this section. The presence of a direct relationship between the change in optical properties and the change in oil production volumes is due to the fact that the injection of GER led to additional washing out of the residual oil to a greater extent than the involvement of new reservoir zones not previously covered by water flooding.
Сопоставление динамики изменения оптической плотности проб нефти, отобранных со скважины №14776 рассматриваемого участка, и объемов добычи нефти из этой скважины показало наличие прямой зависимости между ними (см. табл.2, фиг.1).A comparison of the dynamics of changes in the optical density of oil samples taken from well No. 14776 of the considered section and the volumes of oil production from this well showed the presence of a direct relationship between them (see table 2, figure 1).
Анализ изменения показателей работы скважины №14777 данного участка показывает, что на применение ГЭР скважина среагировала дополнительной добычей нефти.Analysis of changes in the performance of well No. 14777 of this section shows that the well responded to the use of GER by additional oil production.
корреляции со
значениями Ксп Coeff. linear
correlations with
K values cn
Решено продолжить применение ГЭР на данном участке разработки.It was decided to continue the use of GER in this development area.
Нефтеотдача участка разработки возросла на 1,2%.Oil recovery at the development site increased by 1.2%.
Пример 2Example 2
Оценка влияния применения технологии СНПХ-9030, действие которой основано на комплексном воздействии соляной и плавиковой кислот, органического растворителя и масловодорастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ), проводилась на основе отбора проб на участке нагнетательной скважины №21347 из трех реагирующих добывающих скважин: №11321, 11322, 21345. Сведения об анализируемом участке представлены в табл.3.The impact assessment of the application of SNPCH-9030 technology, the effect of which is based on the combined effects of hydrochloric and hydrofluoric acids, an organic solvent, and oil-soluble surfactant, was carried out on the basis of sampling at the injection well section No. 21347 of three reactive producing wells: No. 11321 , 11322, 21345. Information about the analyzed area is presented in table.3.
На участке нагнетательной скважины в результате внедрения технологии СНПХ-9030 было зафиксировано существенное изменение оптических свойств нефти. В пробах, отобранных со скважины №11321, уменьшилось содержание оптически более плотных компонентов, а в пробах, отобранных со скважины №21345, оптическая плотность нефти существенным образом возросла (см. табл.4). Зависимость Ксп от добычи нефти по скважине №11321 имеет обратно пропорциональную связь (см. табл.4, фиг.2). Это обусловлено сложностью влияния процессов вытеснения на оптическую плотность нефти, неоднородностью по смачиваемости, локальными изменениями структуры порового пространства, различной молекулярной массой сорбированных асфальтенов. Расстояние между скважинами №21347 и №11321 во много раз превышает расстояние между скважинами №21347 и №21345, то есть объемы порового пространства между скважинами №21347 и №11321 в еще большей степени превышают объемы порового пространства между скважинами №21347 и №21345. К тому же сроки эксплуатации скважины №21345 больше сроков эксплуатации скважины №11321, если скважина №11321 была запущена в июне 2007 года, то скважина №21345 была запущена в эксплуатацию в июне 2005 года. Межскважинные расстояния, сроки эксплуатации позволяют судить о большей измененности остаточных запасов нефти порового пространства в зоне между скважинами №21347 и №21345, что также явно следует из анализа динамики оптических свойств нефти.A significant change in the optical properties of oil was recorded at the injection well site as a result of the introduction of SNPCH-9030 technology. In samples taken from well No. 11321, the content of optically denser components decreased, and in samples taken from well No. 21345, the optical density of oil increased significantly (see Table 4). The dependence of K cn on oil production in well No. 11321 has an inversely proportional relationship (see table 4, figure 2). This is due to the complexity of the effect of displacement processes on the optical density of oil, heterogeneity in wettability, local changes in the structure of the pore space, and various molecular weights of sorbed asphaltenes. The distance between wells No. 21477 and No. 11321 is many times greater than the distance between wells No. 21477 and No. 21355, that is, the pore space between wells No. 21477 and No. 11231 is even greater than the volume of pore space between wells No. 21347 and No. 21345. In addition, the life of well No. 21345 is longer than the life of well No. 1121, if well No. 11321 was launched in June 2007, then well No. 21345 was put into operation in June 2005. Inter-well distances, operating periods allow us to judge the greater variability of the residual oil reserves of the pore space in the zone between wells No. 21347 and No. 21345, which also clearly follows from an analysis of the dynamics of the optical properties of oil.
Изменяют мероприятия по увеличению нефтеотдачи для увеличения вовлечения в разработку запасов нефти, измененных в результате мероприятий. Для этого через нагнетательную скважину закачивают композицию ГЭР.Changes are being made to increase oil recovery to increase involvement in the development of oil reserves that have been changed as a result of measures. To do this, the GER composition is pumped through the injection well.
В результате применения ГЭР поменялся в положительную сторону Ксп, а нефтеотдача участка разработки увеличилась на 0,4%.As a result of ERT has changed in a positive direction K sp, and oil recovery development area increased by 0.4%.
Пример 3Example 3
На участке скважины №10008 была использована технология композиционных систем на основе низкоконцентрированных растворов полимеров и поверхностно-активных веществ (НКПС). Применение для увеличения нефтеотдачи водных растворов полимеров в концентрациях, не приводящих к образованию малоподвижных высокопрочных гелей, нацелено на выравнивание фронта заводнения, вовлечение в разработку ранее не охваченных воздействием зон пласта. Закачка растворов поверхностно-активных веществ способствует разрушению водонефтяной эмульсии и увеличивает смачиваемость породы.At well No. 10008, the technology of composite systems based on low-concentrated solutions of polymers and surfactants (NKPS) was used. The use to increase oil recovery of aqueous solutions of polymers in concentrations that do not lead to the formation of low-mobility high-strength gels is aimed at leveling the waterflooding front, involving in the development previously not covered by the influence of the formation zones. The injection of surfactant solutions contributes to the destruction of the oil-water emulsion and increases the wettability of the rock.
Сведения об анализируемом участке представлены в табл.5.Information about the analyzed area is presented in table 5.
Несмотря на то что изменение оптической плотности пробы нефти реагирующей добывающей скважины №5613 имеет неоднозначный характер, можно наблюдать увеличение коэффициента светопоглощения нефти с увеличением ежемесячной добычи нефти (см. табл.6).Despite the fact that the change in the optical density of the oil sample of reacting producing well No. 5613 is ambiguous, one can observe an increase in the light absorption coefficient of oil with an increase in the monthly oil production (see Table 6).
Продолжают применение НКПС на данном участке. В результате нефтеотдача участка разработки увеличилась на 1,8%.Continue the use of NKPS in this area. As a result, oil recovery at the development site increased by 1.8%.
Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will increase the recovery of deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010142776/03A RU2429343C1 (en) | 2010-10-20 | 2010-10-20 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010142776/03A RU2429343C1 (en) | 2010-10-20 | 2010-10-20 | Oil deposit development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2429343C1 true RU2429343C1 (en) | 2011-09-20 |
Family
ID=44758719
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010142776/03A RU2429343C1 (en) | 2010-10-20 | 2010-10-20 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2429343C1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2475636C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-02-20 | Учреждение Российской академии наук Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН | Method of extraction of high-viscosity oil and natural bitumen from deposit |
RU2496982C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-10-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for well investigation using methods for determining amount of residual extracted reserves of developed deposit |
RU2513965C1 (en) * | 2013-04-16 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multilayer oil deposit development method |
RU2568450C1 (en) * | 2014-05-05 | 2015-11-20 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of oil pool development |
RU2665494C2 (en) * | 2016-08-29 | 2018-08-30 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for shut off of watered intervals of productive formations in horizontal wells at fields with low-permeable reservoirs |
RU2673608C1 (en) * | 2013-11-18 | 2018-11-29 | Индиан Инститьют Оф Текнолоджи Мадрас | Systems and methods for screening solvents for dissolving tank bottom sludge |
-
2010
- 2010-10-20 RU RU2010142776/03A patent/RU2429343C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ШАХВЕРДИЕВ А.Х. и др. Основные принципы системного подхода к разработке нефтяного месторождения. Сб. научн. трудов, вып.120. - М.: ВНИПИнефть, 1995, с.25-29. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2475636C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-02-20 | Учреждение Российской академии наук Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН | Method of extraction of high-viscosity oil and natural bitumen from deposit |
RU2496982C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-10-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for well investigation using methods for determining amount of residual extracted reserves of developed deposit |
RU2513965C1 (en) * | 2013-04-16 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multilayer oil deposit development method |
RU2673608C1 (en) * | 2013-11-18 | 2018-11-29 | Индиан Инститьют Оф Текнолоджи Мадрас | Systems and methods for screening solvents for dissolving tank bottom sludge |
RU2568450C1 (en) * | 2014-05-05 | 2015-11-20 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of oil pool development |
RU2665494C2 (en) * | 2016-08-29 | 2018-08-30 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for shut off of watered intervals of productive formations in horizontal wells at fields with low-permeable reservoirs |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2429343C1 (en) | Oil deposit development method | |
Schneider et al. | Measurement of asphaltenes using optical spectroscopy on a microfluidic platform | |
US7173239B2 (en) | Method and apparatus for downhole quantification of methane using near infrared spectroscopy | |
Kathel et al. | Wettability alteration in a tight oil reservoir | |
Mahzari et al. | Direct pore-scale visualization of interactions between different crude oils and low salinity brine | |
RU2395685C1 (en) | Methods and device for analysis of well pyrobitumen gradients and their application | |
RU2315180C2 (en) | Method for fluid chemistry determination during well drilling and fluid production | |
US9255475B2 (en) | Methods for characterizing asphaltene instability in reservoir fluids | |
Hadia et al. | Influence of crude oil components on recovery by high and low salinity waterflooding | |
AU2002245231B2 (en) | Method to evaluate the hydrocarbon potential of sedimentary basins from fluid inclusions | |
CN100570335C (en) | The method and apparatus that is used for downhole refractometer and attenuated reflectance spectrometer | |
WO2011132095A2 (en) | Methods for characterization of petroleum reservoirs employing property gradient analysis of reservoir fluids | |
US9212551B2 (en) | Chemical scavenger for downhole chemical analysis | |
WO2011135466A1 (en) | System and method for determining the effect of water-based additives on oil recovery | |
Elakneswaran et al. | Effect of electrokinetics and thermodynamic equilibrium on low-salinity water flooding for enhanced oil recovery in sandstone reservoirs | |
CN103940770A (en) | Method for quantitatively analyzing emulsification performance of petroleum crude oil emulsification system and method for determining emulsification performance | |
Mullins et al. | Real-time quantification of OBM filtrate contamination during openhole wireline sampling by optical spectroscopy | |
US20230258548A1 (en) | Centrifuge method for evaluating contact angle and wettability alteration | |
CN1761868B (en) | A method for downhole quantification of methane using near infrared spectroscopy | |
RU2304705C1 (en) | Method of developing nonuniform oil pool | |
Rendel et al. | An innovative method for the quantification of small amounts of crude oil in water using a multi-wavelength separation analyzer | |
Smith et al. | Influence of interfacial responses of Berea Sandstone in low-salinity waterflooding environments | |
RU2496982C1 (en) | Method for well investigation using methods for determining amount of residual extracted reserves of developed deposit | |
RU2780903C1 (en) | Method for geochemical monitoring of wells for analysis and management of field development | |
Alvarez Ortiz | Wettability Alteration Using Surfactants to Improve Oil Recovery from Unconventional Liquid Reservoirs |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131021 |