RU2453688C2 - Method for intensifying oil production from well with zonal and/or layer-by-layer non-homogeneity of manifold - Google Patents
Method for intensifying oil production from well with zonal and/or layer-by-layer non-homogeneity of manifold Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453688C2 RU2453688C2 RU2009140331/03A RU2009140331A RU2453688C2 RU 2453688 C2 RU2453688 C2 RU 2453688C2 RU 2009140331/03 A RU2009140331/03 A RU 2009140331/03A RU 2009140331 A RU2009140331 A RU 2009140331A RU 2453688 C2 RU2453688 C2 RU 2453688C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- low
- zones
- time
- permeability
- flow rate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Respiratory Apparatuses And Protective Means (AREA)
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯAPPLICATION AREA
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам интенсивной эксплуатации нефтяных пластов с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти.The invention relates to the field of oil industry, and in particular to methods of intensive exploitation of oil reservoirs with heterogeneous reservoirs and hard-to-recover oil reserves.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
Большинство продуктивных пластов характеризуются значительной неоднородностью, которая либо связана с процессом их формирования, либо является следствием их эксплуатации, например следствием гидроразрыва пласта. Интенсификация нефтедобычи из таких неоднородных пластов, в которых имеется зональная или послойная неоднородность, может ограничиваться невысоким значением коэффициента охвата, что является следствием медленного заводнения низкопроницаемых зон или слоев среды [1]. В таких зонах, содержащих заметную часть трудноизвлекаемых запасов, связанное течение нефти по направлению от периферии к скважине является медленным, а на достаточно старых скважинах может вовсе прекращаться. В последнем случае извлечение нефти происходит путем еще более медленного процесса капиллярной пропитки [2], [3], при котором через границы низкопроницаемых зон происходит выход отдельных глобул нефти в высокопроницаемые зоны коллектора.Most productive formations are characterized by significant heterogeneity, which is either associated with the process of their formation, or is a consequence of their operation, for example, a consequence of hydraulic fracturing. The intensification of oil production from such heterogeneous formations, in which there is a zonal or layer-by-layer heterogeneity, may be limited by a low value of the coverage coefficient, which is a consequence of the slow flooding of low-permeability zones or layers of the medium [1]. In such areas containing a significant part of hard-to-recover reserves, the associated flow of oil in the direction from the periphery to the well is slow, and in fairly old wells it may stop altogether. In the latter case, oil is extracted by an even slower capillary impregnation process [2], [3], in which individual oil globules exit through the boundaries of low-permeability zones to highly permeable reservoir zones.
Для неоднородного коллектора одним из способов заводнения низкопроницаемых зон или слоев является организация нестационарных перетоков между зонами или слоями [4], [5], [6]. Такие перетоки возникают из-за разной величины давления в зонах. Как правило, высокопроницаемая зона характеризуется высоким значением коэффициента пьезопроводности, низкопроницаемая - низким, поэтому в высокопроницаемой зоне изменения давления распространяются быстрее. Так, при быстром повышении давления в течение характерного времени переходного процесса τr давление в низкопроницаемой зоне будет меньше. В переходном процессе возможен переток жидкости из высокопроницаемой зоны. На практике быстрое повышение давления осуществляют путем быстрого снижения дебита. При этом часто дебит снижают вплоть до полной остановки добычи [7]. Перетекшая в низкопроницаемую зону жидкость содержит, в основном, воду. При повышении дебита или при включении добычи возникает обратный переток, происходит частичный отбор воды из низкопроницаемой зоны. Эта вода увлекает с собой некоторое количество нефти. Циклическое повторение такого рода изменений дебита действительно позволяет заводнить низкопроницаемые зоны.For an inhomogeneous collector, one of the methods of flooding low-permeability zones or layers is the organization of unsteady flows between zones or layers [4], [5], [6]. Such flows occur due to different pressure in the zones. As a rule, a highly permeable zone is characterized by a high value of the piezoconductivity coefficient, a low permeability zone is low, therefore, in a highly permeable zone, pressure changes propagate faster. So, with a rapid increase in pressure during a characteristic transition time τ r, the pressure in the low-permeability zone will be less. In the transition process, the flow of liquid from a highly permeable zone is possible. In practice, a rapid increase in pressure is carried out by rapidly reducing the flow rate. In this case, the flow rate is often reduced until the production is completely stopped [7]. The liquid flowing into the low-permeability zone contains mainly water. With an increase in flow rate or when production is turned on, backflow occurs, and partial withdrawal of water from the low-permeability zone occurs. This water carries with it a certain amount of oil. The cyclic repetition of this kind of change in flow rate really allows you to flood low-permeability zones.
Изменения распределений давления в слоях или зонах во времени могут быть проанализированы теоретически на основе известных нестационарных уравнений пьезопроводности [8], [9]. В отсутствие перетоков время переходного процесса τr равно времени установления давления в низкопроницаемой зоне τl. Это время приближенно определяется через коэффициент пьезопроводности ηl:τl≈L2/ηl, где L - характерный линейный размер зоны [10], [11]. Для высокопроницаемой зоны соответствующее время τh, меньше, поскольку коэффициент ее пьезопроводности больше: ηh>ηl. При наличии перетоков в уравнениях пьезопроводности появляются дополнительные слагаемые вида Δp/τp. Здесь τp - характерное время выравнивания давления за счет перетоков. Это время определяется как τp=hH/ην где h - толщина переходной области между зонами, H - толщина зоны, ην имеет смысл коэффициента пьезопроводности в поперечном или вертикальном направлении [12]. При наличии перетоков время переходного процесса сокращается, поскольку давление выравнивается сразу за счет двух процессов. В этом случае τh<τr<τn. После завершения переходного процесса давление в зонах выравнивается и перетоки затухают.Changes in pressure distributions in layers or zones over time can be theoretically analyzed based on the known non-stationary equations of piezoconductivity [8], [9]. In the absence of overflows, the transient time τ r is equal to the time of pressure establishment in the low permeability zone τ l . This time is approximately determined through the piezoelectric conductivity coefficient η l : τ l ≈ L 2 / η l , where L is the characteristic linear size of the zone [10], [11]. For a highly permeable zone, the corresponding time τ h is less, since the coefficient of its piezoconductivity is greater: η h > η l . In the presence of flows in the piezoelectric conductivity equations, additional terms of the form Δp / τ p appear. Here τ p is the characteristic time of pressure equalization due to overflows. This time is defined as τ p = hH / η ν where h is the thickness of the transition region between the zones, H is the thickness of the zone, η ν has the meaning of the piezoelectric conductivity coefficient in the transverse or vertical direction [12]. In the presence of overflows, the time of the transition process is reduced, since the pressure is equalized immediately due to two processes. In this case, τ h <τ r <τ n . After the transition process is completed, the pressure in the zones is equalized and the flows decay.
Способы реализации перетоков связываются с циклическим прерыванием работы скважин [12], [7]. Главный недостаток таких способов в том, что прерывание работы скважин снижает среднюю нефтедобычу.Ways of implementing overflows are associated with cyclic interruption of well operation [12], [7]. The main disadvantage of such methods is that interruption of the operation of the wells reduces the average oil production.
Наиболее близким к изобретению является способ интенсификации добычи нефти из пластов с неоднородным коллектором, предложенный в [13]. По этому способу перетоки между слоями или зонами среды с различной пьезопроводностью создаются путем периодического изменения дебита скважины без ее остановки. Правильный выбор периода позволяет чередовать переток одного направления с перетоком противоположного направления. Таким образом, в указанном способе осуществлено чередование переходных процессов, обеспечивающих разнонаправленные перетоки. Поскольку в низкопроницаемые зоны периодически закачивается, преимущественно, вода, этот переменный способ добычи приводит к ускоренному, по сравнению со стационарным способом добычи, заводнению низкопроницаемых зон или слоев коллектора. Однако поступление воды в низкопроницаемые зоны из периферийных областей коллектора в результате «основного» процесса горизонтальной фильтрации не увеличивается. Следовательно, вклад жидкости, прошедшей по пути к скважине по низкопроницаемым зонам, в общий приток жидкости к скважине в среднем также остается неизменным. По этой причине главным недостатком данного способа интенсификации нефтедобычи является незначительное увеличение скорости заводнения низкопроницаемых зон и незначительное увеличение нефтедобычи.Closest to the invention is a method of intensifying oil production from reservoirs with a heterogeneous reservoir, proposed in [13]. According to this method, flows between layers or zones of the medium with different piezoconductivity are created by periodically changing the flow rate of the well without stopping it. The correct choice of the period allows you to alternate the flow of one direction with the flow of the opposite direction. Thus, in the specified method, alternation of transients is carried out, providing multidirectional flows. Since mainly water is periodically pumped into low-permeability zones, this variable production method leads to an accelerated, compared to a stationary production method, flooding of low-permeability zones or reservoir layers. However, the flow of water into low-permeability zones from the peripheral areas of the reservoir as a result of the “main” horizontal filtering process does not increase. Consequently, the contribution of the fluid that has passed along the low-permeability zones to the well in the total flow of fluid to the well on average also remains unchanged. For this reason, the main disadvantage of this method of intensifying oil production is a slight increase in the rate of flooding of low-permeability zones and a slight increase in oil production.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является создание такого способа интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора, при котором ускорение заводнения низкопроницаемых зон и/или слоев и увеличение средней нефтедобычи было бы значительным за счет увеличения количества добываемой жидкости, прошедшей к скважине по низкопроницаемым зонам и/или слоям, которое достигается созданием перетоков жидкости, преимущественно направленных из низкопроницаемых зон и/или слоев в высокопроницаемые.The technical result to which the invention is directed is to create such a method of intensifying oil production from a well with a zonal and / or layer-by-layer heterogeneity of the reservoir, in which the acceleration of flooding of low-permeability zones and / or layers and an increase in average oil production would be significant due to an increase in the amount of oil produced fluid passing to the well through low-permeability zones and / or layers, which is achieved by the creation of fluid flows, mainly directed from low Nitzan zones and / or highly permeable layers.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Технический результат достигается тем, что предложен способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора, включающий ускорение процесса заводнения низкопроницаемых зон и/или слоев, осуществляемый путем периодической модуляции дебита скважины, отличающийся тем, что ускоряют заводнение низкопроницаемых зон и/или слоев и увеличивают среднюю нефтедобычу путем создания перетоков жидкости, преимущественно направленных из низкопроницаемых зон и/или слоев в высокопроницаемые, для чего в каждый период модуляции увеличивают дебит скважины за время, меньшее, чем время установления давления в высокопроницаемых зонах и/или слоях, поддерживают дебит неизменным в течение времени, равного по порядку величины времени затухания перетоков между зонами и/или слоями, снижают дебит за время, не меньшее, чем время установления давления в низкопроницаемых зонах и/или слоях.The technical result is achieved by the fact that a method of intensifying oil production from a well with a zonal and / or layer-by-layer heterogeneity of the reservoir is proposed, including accelerating the process of flooding low-permeability zones and / or layers, carried out by periodically modulating the flow rate of the well, characterized in that it accelerates flooding of low-permeability zones and / or layers and increase the average oil production by creating fluid flows, mainly directed from low-permeability zones and / or layers to highly permeable, for which each period of modulation increases the flow rate of the well in a time shorter than the time of establishing pressure in highly permeable zones and / or layers, maintains the flow rate unchanged for a time equal to the order of magnitude of the decay time of flows between zones and / or layers, reduces the flow rate in time, not shorter than the time of pressure establishment in low permeability zones and / or layers.
Суть предлагаемого способа заключается в выборе подходящей периодической зависимости дебита от времени. Данный способ одинаково применим как к слоям, так и к зонам коллектора сбора нефти, которые можно назвать обобщающим термином - «зоны среды». Каждый период этой зависимости содержит время увеличения дебита τ1, время поддержания дебита неизменным τ2 и время снижения дебита τ3, причем допускается циклическая перестановка этих временных отрезков: τ1, τ2, τ3, либо τ2, τ3, τ1, либо τ3, τ1, τ2. Время τ1 выбирают меньше, чем время установления давления в высокопроницаемой зоне τh≈L2/ηh, где ηh коэффициент пьезопроводности этой зоны среды. При этом обеспечено также τ1<τl, следовательно τ1 меньше, чем время установления притока к скважине. Столь быстрое увеличение дебита приводит к тому, что выравнивание давлений в зонах с различной проницаемостью происходит как за счет притока к скважине из всех зон среды, так и за счет перетока из низкопроницаемых зон среды в высокопроницаемые. По мере выравнивания давления переток затухает, объем перетекшей в данном направлении жидкости перестает увеличиваться. Затухание происходит за время τ2≈τr, в течение которого дебит поддерживают неизменным. Снижение дебита осуществляют относительно медленно, промежуток времени τ3 выбирают из условия τ3≥τl. Благодаря такому выбору величины τ3 переток, имеющий обратное направление, либо существенно слабее, либо не возникает вовсе. Таким образом, за один период реализуют преимущественно однонаправленный переток жидкости из низкопроницаемых зон среды. Объем перетекшей за период жидкости компенсируется в низкопроницаемых зонах увеличением объема жидкости, поступившей из периферийной области коллектора. Тем самым за один период увеличивается количество добываемой жидкости, прошедшей по пути к скважине через низкопроницаемые зоны среды. Количество жидкости, прошедшей к скважине через высокопроницаемые зоны среды, соответственно, снижается.The essence of the proposed method is to choose a suitable periodic dependence of flow rate on time. This method is equally applicable to both layers and zones of the reservoir of oil collection, which can be called a generic term - "zone of the environment." Each period of this dependence contains the time of increasing the flow rate τ 1 , the time of maintaining the flow rate constant τ 2 and the time of decreasing flow rate τ 3 , and cyclic permutation of these time periods is allowed: τ 1 , τ 2 , τ 3 , or τ 2 , τ 3 , τ 1 , or τ 3 , τ 1 , τ 2 . The time τ 1 is chosen less than the time of pressure establishment in the highly permeable zone τ h ≈ L 2 / η h , where η h is the piezoconductivity coefficient of this zone of the medium. At the same time, τ 1 <τ l is also ensured; therefore, τ 1 is less than the time it takes to establish the inflow to the well. Such a rapid increase in flow rate leads to the fact that pressure equalization in zones with different permeabilities occurs both due to inflow to the well from all zones of the medium, and due to overflow from low-permeability zones of the medium to highly permeable ones. As pressure is equalized, the overflow decays, the volume of fluid flowing in this direction ceases to increase. Attenuation occurs during the time τ 2 ≈τ r , during which the flow rate is kept constant. The flow rate is reduced relatively slowly; the time interval τ 3 is chosen from the condition τ 3 ≥τ l . Due to this choice of the value of τ 3, the overflow having the opposite direction is either substantially weaker or does not occur at all. Thus, in one period, a predominantly unidirectional flow of liquid from low-permeability zones of the medium is realized. The volume of fluid flowing over the period is compensated in low-permeability zones by an increase in the volume of fluid coming from the peripheral region of the reservoir. Thus, in one period, the amount of produced fluid increases, passing along the path to the well through low-permeability zones of the medium. The amount of fluid passed to the well through highly permeable zones of the medium, respectively, is reduced.
На фиг.1 представлены схемы течения жидкости через две зоны среды - низкопроницаемую NP1 и высокопроницаемую VP2 в двух различных случаях.Figure 1 presents the scheme of fluid flow through two zones of the medium - low permeability NP1 and high permeability VP2 in two different cases.
На фиг.1 рисунок «а» иллюстрирует случай установившегося одинакового давления Δp=0 во всех точках этих двух зон среды, когда перетоки жидкости между зонами среды отсутствуют. На практике это имеет место при стационарном способе добычи или, например, при медленном увеличении дебита. Полный поток жидкости Qhn, то есть приток к скважине, равен сумме потоков через каждую зону среды Qhn=Qh+Qn.In figure 1, figure "a" illustrates the case of a steady-state identical pressure Δp = 0 at all points of these two zones of the medium when there are no fluid flows between the zones of the medium. In practice, this takes place with a stationary production method or, for example, with a slow increase in flow rate. The total fluid flow Q hn , that is, the inflow to the well, is equal to the sum of the flows through each zone of the medium Q hn = Q h + Q n .
На фиг.1 рисунок «б» иллюстрирует случай переходного процесса при той же величине притока Qhn. На практике такой случай реализуют, например, путем быстрого увеличения дебита. В этом случае существует разность давлений в зонах среды Δp≠0, давление в низкопроницаемой зоне среды выше и имеет место поток жидкости, равный Qp, направленный из низкопроницаемой зоны среды в высокопроницаемую. Тогда для случая, изображенного на фиг.1 «б», поток на входе в низкопроницаемую зону среды будет равен Q'n=Qn+Qp, то есть больше по сравнению со случаем, показанном фиг.1 «а». Соответственно, поток на входе в высокопроницаемую зону среды Q'h=Qh+Qp будет меньше.In figure 1, figure "b" illustrates the case of a transient process with the same inflow Q hn . In practice, such a case is realized, for example, by rapidly increasing the flow rate. In this case, there is a pressure difference in the zones of the medium Δp ≠ 0, the pressure in the low permeability zone of the medium is higher, and there is a fluid flow equal to Q p directed from the low permeability zone of the medium to the highly permeable one. Then, for the case shown in figure 1 "b", the flow at the entrance to the low-permeability zone of the medium will be equal to Q ' n = Q n + Q p , that is, more than in the case shown in figure 1, "a". Accordingly, the flow at the entrance to the highly permeable zone of the medium Q ′ h = Q h + Q p will be less.
Из сравнения данных, показанных на фиг.1«а» и фиг.1«б», видно, что в переходном процессе в низкопроницаемую зону среды из периферийной области, которая на рисунке справа, поступает больше жидкости по сравнению с установившимся стационарным течением. Жидкость из периферийной области коллектора сбора содержит преимущественно воду.From a comparison of the data shown in figure 1 "a" and figure 1 "b", it is seen that in the transition process in the low-permeability zone of the medium from the peripheral region, which in the figure on the right, more fluid enters compared with the steady-state stationary flow. The fluid from the peripheral region of the collection collector contains predominantly water.
Указанные изменения дебита с характерными временами τ1, τ2 и τ3 периодически повторяют, осуществляя периодический процесс нефтедобычи. Поэтому все время нарастает объем жидкости, перетекшей из низкопроницаемых зон среды, и нарастает объем жидкости, преимущественно воды, поступающей в низкопроницаемые зоны среды из периферийной области коллектора. Тем самым в среднем во времени увеличивают приток к скважине той жидкости, которая прошла по низкопроницаемым зонам среды. За счет этого значительно ускоряют заводнение низкопроницаемых зон среды.The indicated flow rate changes with characteristic times τ 1 , τ 2 and τ 3 are periodically repeated, carrying out a periodic oil production process. Therefore, the volume of liquid flowing from low-permeability zones of the medium increases all the time, and the volume of liquid, mainly water, entering the low-permeability zones of the medium from the peripheral region of the collector increases. Thus, on average, in time, the inflow to the well of the fluid that has passed through the low-permeability zones of the medium is increased. Due to this, significantly accelerate the flooding of low-permeability zones of the environment.
Перетекшая жидкость продвигается к скважине согласно закону фильтрации в высокопроницаемой зоне среды, то есть максимально быстро в данном коллекторе. Поскольку перетекшая жидкость содержит большее количество нефти, чем то, которое поступает в скважину из высокопроницаемых зон среды, процесс увеличивает среднюю нефтедобычу. Если процесс осуществляют так, что средний за период дебит оставляют неизменным по сравнению с тем, что поддерживали в стационарном режиме добычи до начала периодической модуляции дебита, то, очевидно, снижают также среднее за период значение обводненности добываемой продукции.The flowing fluid moves towards the well according to the law of filtration in a highly permeable zone of the medium, that is, as quickly as possible in this reservoir. Since the flowing liquid contains a greater amount of oil than that which enters the well from highly permeable zones of the medium, the process increases the average oil production. If the process is carried out in such a way that the average production rate for the period is left unchanged compared to that which was maintained in a stationary production mode before the periodic production modulation began, then obviously the average value for the period of the water cut of the produced products is also reduced.
Как следует из изложенного выше, для осуществления данного способа необходимо правильно выбрать зависимость дебита от времени Q(t). При этом ключевыми являются численные значения параметров τ1, τ2 и τ3, а детали процессов повышения или снижения дебита не играют существенной роли. Численные значения τ1, τ2 и τ3, могут быть выбраны на основе теоретических оценок характерных времен в данном неоднородном коллекторе. Для этого необходимо знать величины пьезопроводностей зон среды.As follows from the foregoing, for the implementation of this method, it is necessary to correctly select the dependence of the flow rate on time Q (t). In this case, the numerical values of the parameters τ 1 , τ 2, and τ 3 are key, and the details of the processes of increasing or decreasing the flow rate do not play a significant role. The numerical values of τ 1 , τ 2, and τ 3 can be selected based on theoretical estimates of characteristic times in a given heterogeneous reservoir. For this, it is necessary to know the values of the piezoconductivity of the medium zones.
В качестве примера взят коллектор, который имеет два слоя с усредненными значениями пьезопроводностей η1=1,2 м2/с и η2=0,22 м2/с. В этом коллекторе получены значения τh=45 минут и τp=3 часа и τl=4,5 часа. Поэтому численные значения параметров изменения дебита выбраны τ1=15 минут, τ2=2 часа и τ3=9 часов. Результаты численного моделирования, приведенные на фиг.2, подтверждают правильность выбора параметров переменного дебита для данного коллектора. Недостающие для расчетов численные данные, включая значения проницаемостей слоев 220 и 50 мДарси, взяты из данных технологического режима скважины. Переменный дебит Q(t) задают кривой 1. Приток к скважине Qhn показан на кривой 2. Объем жидкости Vp, перетекшей из низкопроницаемой зоны в высокопроницаемую, показан на кривой 3. Добытый объем перетекшей жидкости V'p показан на кривой 4. Из рисунка видно, что при данном выборе параметров дебита τ1, τ2 и τ3 обратный переток из высокопроницаемых зон среды существенно слабее, то есть за каждый период осуществляется переток, преимущественно направленный из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые. Таким образом, на данной скважине обеспечивают рост объема жидкости Vp, перетекшей из низкопроницаемой зоны среды в высокопроницаемую. Тем самым обеспечивают ускоренное заводнение низкопроницаемой зоны среды, поскольку увеличен средний во времени приток жидкости в низкопроницаемую зону среды из периферийной области. Добытый объем перетекшей жидкости V'p нарастает достаточно быстро, поскольку она продвигается к скважине по высокопроницаемой зоне среды, где скорость выше, чем в других зонах среды. Поскольку перетекшая жидкость содержит больше нефти, рост V'p обеспечивает прирост нефтедобычи.As an example, a collector is taken, which has two layers with averaged piezoconductivity values η 1 = 1.2 m 2 / s and η 2 = 0.22 m 2 / s. In this collector, values of τ h = 45 minutes and τ p = 3 hours and τ l = 4.5 hours are obtained. Therefore, the numerical values of the parameters of the change in flow rate were selected τ 1 = 15 minutes, τ 2 = 2 hours and τ 3 = 9 hours. The results of numerical simulation, shown in figure 2, confirm the correct choice of variable flow rate parameters for this collector. The numerical data that are missing for the calculations, including the values of the permeability of the layers 220 and 50 mDarsi, are taken from the data of the technological regime of the well. The variable flow rate Q (t) is set by curve 1. The inflow to the well Q hn is shown in curve 2. The volume of fluid V p flowing from the low permeability zone to the highly permeable one is shown in
Таким образом, достигнут желаемый технический результат, а именно, предложен способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора, при котором ускорение заводнения низкопроницаемых зон и увеличение средней нефтедобычи является значительным за счет создания перетоков жидкости, преимущественно направленных из низкопроницаемых зон и/или слоев в высокопроницаемые.Thus, the desired technical result was achieved, namely, a method for intensifying oil production from a well with zonal and / or layer-by-layer heterogeneity of the reservoir was proposed, in which the acceleration of flooding of low-permeability zones and an increase in average oil production is significant due to the creation of fluid flows, mainly directed from low-permeability zones and / or layers in high permeability.
ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬINDUSTRIAL APPLICABILITY
Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, а именно, к способам добычи нефти, направленным на интенсивную эксплуатацию неоднородных нефтяных пластов, содержащих зоны среды с различной пьезопроводностью.The invention relates to the field of exploitation of oil fields, and in particular, to methods of oil production aimed at the intensive exploitation of heterogeneous oil reservoirs containing medium zones with different piezoconductivity.
Предложенный способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора обеспечивает устойчивую интенсификацию, поскольку наряду с приростом добываемого количества нефти происходит ускоренное заводнение низкопроницаемых зон среды, а нефтедобычу ведут без остановки погружного скважинного оборудования и в течение периода эксплуатации скважины.The proposed method of intensifying oil production from a well with a zonal and / or layer-by-layer heterogeneity of the reservoir provides stable intensification, since along with an increase in the amount of oil produced, there is an accelerated flooding of low-permeability zones of the medium, and oil production is carried out without stopping the submersible downhole equipment and during the period of operation of the well.
Поскольку большинство коллекторов сбора нефти имеют послойную и/или зональную неоднородность, в том числе коллекторы, где был проведен гидроразрыв пласта, имеется достаточная общность характеристик коллекторов, где применим предложенный способ. Поэтому имеются широкие возможности практического осуществления способа, что подтверждает его промышленную применимость.Since most of the reservoirs for oil collection have layer-by-layer and / or zonal heterogeneity, including reservoirs where hydraulic fracturing was carried out, there is a sufficient commonality of reservoir characteristics where the proposed method is applicable. Therefore, there are wide possibilities for the practical implementation of the method, which confirms its industrial applicability.
Источники информацииInformation sources
1. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи. ВНИИОЭНГ, М., 2004, 215 с. Стр.5.1. Vladimirov I.V. Non-stationary oil production technologies. VNIIOENG, M., 2004, 215 p.
2. Кочешков А.А., Кусаков М.М., Лубман Н.М. Механизм капиллярной пропитки и капиллярного вытеснения в пористых средах. // Изв. Вузов, серия «Нефть и газ», 1958, №11, с.59-64.2. Kocheshkov A.A., Kusakov M.M., Lubman N.M. The mechanism of capillary impregnation and capillary displacement in porous media. // Izv. Universities, a series of "Oil and Gas", 1958, No. 11, pp. 59-64.
3. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. М., Недра, 1982. - 192 с. Стр.157.3. Pirverdyan A.M. Physics and hydraulics of the oil reservoir. M., Nedra, 1982. - 192 p. Page 157.
4. Желтов Ю.П. "Разработка нефтяных месторождений", М., Недра, 1986. - 333 с. Стр.311.4. Zheltov Yu.P. "Development of oil fields", M., Nedra, 1986. - 333 p. Page 311.
5. Боксерман А.А., Шалимов Б.В. О циклическом воздействии на пласты с двойной пористостью при вытеснении нефти водой // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа, 1967, №2, 168-174.5. Boxerman A.A., Shalimov B.V. On the cyclic effect on formations with double porosity during oil displacement by water // Izv. USSR Academy of Sciences. Fluid and Gas Mechanics, 1967, No. 2, 168-174.
6. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи. ВНИИОЭНГ, М., 2004, 215 с. Стр.14.6. Vladimirov I.V. Non-stationary oil production technologies. VNIIOENG, M., 2004, 215 p. Page 14.
7. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985 г., 308 с. Стр.143.7. Surguchev M.L. Secondary and tertiary oil recovery methods. M .: Nedra, 1985, 308 p. Page 143.
8. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика, М., Недра, 1993. - 416 с. Стр.134.8. Basniev K.S., Kochina I.N., Maksimov V.M. Underground hydromechanics, M., Nedra, 1993 .-- 416 p. Page 134.
9. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М., Недра, 1973. - 360 с. Стр.275.9. Pykhachev G.B., Isaev R.G. Underground hydraulics. M., Nedra, 1973.- 360 s. Page 275.
10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., «Недра», 1972, 288 с. Стр.125.10. Barenblatt G.I., Entov V.M., Ryzhik V.M. The theory of non-stationary filtration of liquid and gas. M., "Nedra", 1972, 288 pp. Page 125.
11. Патент РФ №2109130, кл. E21B 43/16, 1998 г.11. RF patent №2109130, cl. E21B 43/16, 1998
12. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи. ВНИИОЭНГ, М., 2004, 215 с. Стр.90-91.12. Vladimirov I.V. Non-stationary oil production technologies. VNIIOENG, M., 2004, 215 p. Page 90-91.
13. Патент РФ №2328593.13. RF patent No. 2328593.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009140331/03A RU2453688C2 (en) | 2009-11-02 | 2009-11-02 | Method for intensifying oil production from well with zonal and/or layer-by-layer non-homogeneity of manifold |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009140331/03A RU2453688C2 (en) | 2009-11-02 | 2009-11-02 | Method for intensifying oil production from well with zonal and/or layer-by-layer non-homogeneity of manifold |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009140331A RU2009140331A (en) | 2011-05-10 |
| RU2453688C2 true RU2453688C2 (en) | 2012-06-20 |
Family
ID=44732247
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009140331/03A RU2453688C2 (en) | 2009-11-02 | 2009-11-02 | Method for intensifying oil production from well with zonal and/or layer-by-layer non-homogeneity of manifold |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2453688C2 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4182416A (en) * | 1978-03-27 | 1980-01-08 | Phillips Petroleum Company | Induced oil recovery process |
| SU1716106A1 (en) * | 1989-03-15 | 1992-02-28 | Ухтинский индустриальный институт | Method for development of gas-condensate field |
| RU2162141C1 (en) * | 1999-08-04 | 2001-01-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Method of oil pool development |
| RU2283426C2 (en) * | 2004-12-23 | 2006-09-10 | Ухтинский государственный технический университет | Method for oil and gas field development |
| RU2288352C2 (en) * | 2004-10-18 | 2006-11-27 | Хасан Цицоевич Мусаев | Method for non-stationary extraction of oil from bed |
| RU2299979C2 (en) * | 2004-07-27 | 2007-05-27 | Риф Вакилович Вафин | Oil deposit development method |
| RU2328593C1 (en) * | 2006-09-19 | 2008-07-10 | Хасан Цицоевич Мусаев | Process of oil recovery intensification at wells with waterflooded collector |
-
2009
- 2009-11-02 RU RU2009140331/03A patent/RU2453688C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4182416A (en) * | 1978-03-27 | 1980-01-08 | Phillips Petroleum Company | Induced oil recovery process |
| SU1716106A1 (en) * | 1989-03-15 | 1992-02-28 | Ухтинский индустриальный институт | Method for development of gas-condensate field |
| RU2162141C1 (en) * | 1999-08-04 | 2001-01-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Method of oil pool development |
| RU2299979C2 (en) * | 2004-07-27 | 2007-05-27 | Риф Вакилович Вафин | Oil deposit development method |
| RU2288352C2 (en) * | 2004-10-18 | 2006-11-27 | Хасан Цицоевич Мусаев | Method for non-stationary extraction of oil from bed |
| RU2283426C2 (en) * | 2004-12-23 | 2006-09-10 | Ухтинский государственный технический университет | Method for oil and gas field development |
| RU2328593C1 (en) * | 2006-09-19 | 2008-07-10 | Хасан Цицоевич Мусаев | Process of oil recovery intensification at wells with waterflooded collector |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009140331A (en) | 2011-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105041307A (en) | Industrial procedure for identifying preferential seepage channels of oil and gas reservoirs of clastic rock | |
| RU2455471C1 (en) | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| Khuzin et al. | Influence of hydraulic compression on porosity and permeability properties of reservoirs | |
| RU2453688C2 (en) | Method for intensifying oil production from well with zonal and/or layer-by-layer non-homogeneity of manifold | |
| RU2614834C1 (en) | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
| EA037109B1 (en) | Method for oil reservoir development | |
| RU2328593C1 (en) | Process of oil recovery intensification at wells with waterflooded collector | |
| RU2598268C1 (en) | Method for initial exposing of complex cavernous-fracture of carbonate oil and gas saturated formation with horizontal shaft of long length | |
| RU2301326C1 (en) | Oil field development control method | |
| CN113468476A (en) | Method and device for predicting oil displacement and increase of polymer | |
| Amirbayov | Simulation study of the polymer flooding applied to the Norne field E-segment | |
| RU2003111855A (en) | METHOD FOR DEVELOPING OIL DEPOSIT | |
| Szymczak | China’s Unconventional Challenge Spurs New Thinking on Shale and Tight Reservoirs | |
| RU2527949C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with clayey collector | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2268355C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2820950C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations | |
| RU2816602C1 (en) | Oil deposit development method | |
| Kasyan et al. | The essence and methods of calling the influx of fluids from wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121103 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160110 |