RU2459070C1 - Method for development of water-flooded oil formation at last stage - Google Patents
Method for development of water-flooded oil formation at last stage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459070C1 RU2459070C1 RU2011110441/03A RU2011110441A RU2459070C1 RU 2459070 C1 RU2459070 C1 RU 2459070C1 RU 2011110441/03 A RU2011110441/03 A RU 2011110441/03A RU 2011110441 A RU2011110441 A RU 2011110441A RU 2459070 C1 RU2459070 C1 RU 2459070C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- injection
- production
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений.The invention relates to the oil industry, namely to the development of oil fields.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.143-149), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины.A known method of developing an oil field (Surguchev ML Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985, p.143-149), including the selection of oil through production wells and the injection of water in a cyclic mode through injection wells.
Этот способ на первоначальном этапе разработки месторождения позволяет извлечь увеличенное количество нефти из залежи за счет нестационарного воздействия и изменения направления потоков вытесняющего агента в пласте. Однако он не обеспечивает извлечения нефти из всех прослоев продуктивного горизонта и не учитывает зоны дренирования нагнетательных скважин, что может привести к перемещению нефти не к забоям добывающим скважин, а в заводненные участки.This method at the initial stage of field development allows you to extract an increased amount of oil from the reservoir due to unsteady effects and changes in the direction of flow of the displacing agent in the reservoir. However, it does not provide oil extraction from all layers of the productive horizon and does not take into account the drainage zones of injection wells, which can lead to the movement of oil not to the bottom of production wells, but to waterflood areas.
Также известен способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения (патент RU №2060365, МПК 8 E21B 43/20, опуб. в бюл. №14 от 20.05.1996 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины, при этом на поздней стадии разработки залежи выявляют распределение текущих нефтенасыщенных толщин и определяют текущее значение давления несыщения нефти газом, при этом скважины с обводненностью, близкой к предельной, находящиеся в краевых зонах с пониженными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют периодически, скважины, находящиеся в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют в условиях форсированных отборов жидкости и забойных давлений ниже текущего значения давления насыщения нефти газом, при достижении скважинами обводненности, близкой к предельной, расположенными в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин и краевой зоне, выявляют интервалы с невыработанными запасами нефти в разрезах этих скважин, причем в скважинах с такими интервалами производят изоляцию зоны перфорации с последующей перфорацией интервалов, содержащих недоизвлеченную нефть, и эксплуатируют эти скважины на форсированных режимах, при этом отдельные добывающие скважины, в которых произведено вскрытие прослоев с недовытесненной нефти после достижения предельной обводненности, переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.Also known is a method of developing a water-flooded oil reservoir in a monolithic formation (patent RU No. 2060365, IPC 8 E21B 43/20, published in Bulletin No. 14 of 05/20/1996), including the injection of a working agent through injection wells in an unsteady mode and the selection of oil through production wells, while at a late stage of reservoir development, the distribution of current oil-saturated thicknesses is determined and the current value of the oil non-saturation pressure is determined by gas, while wells with water cut close to the limit located in the marginal zones with low the current oil saturated thicknesses are operated periodically, wells located in areas with increased current oil saturated thicknesses are operated under conditions of forced fluid withdrawal and bottomhole pressures below the current oil saturation pressure with gas, when the wells reach a water cut close to the limit located in zones with increased values of current oil-saturated thicknesses and the marginal zone reveal intervals with undeveloped oil reserves in the sections of these wells, and in the well At such intervals, the perforation zone is isolated with subsequent perforation of the intervals containing under-extracted oil, and these wells are operated in forced modes, while separate production wells, in which interlayers are opened from under-extruded oil after reaching the maximum water cut, are transferred under pumping of the working agent at selective perforation against interbeds identical to interbeds containing oil in sections of adjacent producing wells.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, эксплуатация скважин на форсированных режимах приводит к быстрому увеличению обводнения добываемой продукции, вследствие чего сокращается эффективность и продолжительность реализации способа;- firstly, the operation of wells in forced modes leads to a rapid increase in watering of produced products, thereby reducing the efficiency and duration of the method;
- во-вторых, дополнительные затраты на осуществление способа связаны с тем, что при достижении предельной обводненности добывающие скважины переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.- secondly, additional costs for the implementation of the method are related to the fact that when the maximum water cut is reached, the producing wells are transferred to inject the working agent during selective perforation against interbeds identical to interbeds containing oil in sections of neighboring producing wells.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2087686, МПК 8 E21B 43/20, опуб. в бюл. №23 от 20.08.1997 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, причем на поздней стадии разработки выявляют промытые и нефтесодержащие интервалы разреза, оценивают их емкостные и фильтрационные свойства, устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают пласты и участки для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах, а циклическую закачку воды производят при увеличении объемов закачки через нагнетательные скважины тех рядов, в направлении которых сместилась зона повышенного нефтенасыщения, обеспечивая перемещение нефти к добывающим скважинам и предотвращая ее перемещение в заводненные участки.The closest in technical essence is the method of developing an oil reservoir (patent RU No. 2087686, IPC 8 E21B 43/20, published in Bulletin No. 23 of 08/20/1997), including the selection of oil through production wells and pumping water in a cyclic mode through injection wells, and at a late stage of development, washed and oily sections of the section are identified, their capacitive and filtration properties are evaluated, the nature of the distribution of current oil reserves is determined by mapping current oil-saturated thicknesses and / or current oil ratio saturations, identify zones with different concentrations of current oil reserves, map out reservoirs and areas for impacting their localized reserves, work to level the filtration properties of reservoirs in wells, and cyclic injection of water is carried out with an increase in injection volumes through injection wells of those rows, in the direction which shifted the zone of increased oil saturation, ensuring the movement of oil to production wells and preventing its movement in waterflood areas.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, циклическая закачка воды с увеличением объемов закачки в нагнетательные скважины без учета зон дренирования нагнетательных скважин приводит к тому, что отдельные прослои пласта, содержащие целики нефти, оказываются невыработанными, вследствие чего происходит обтекание закачиваемой водой этих интервалов пласта. В результате залежь остается до конца невыработанной, что снижает эффективность применения данного способа;- firstly, a cyclic injection of water with an increase in injection volumes into injection wells without taking into account drainage zones of injection wells leads to the fact that individual layers of the formation containing oil pillars are not worked out, as a result of which flow of the injected water flows around these formation intervals. As a result, the deposit remains completely undeveloped, which reduces the effectiveness of this method;
- во-вторых, высокая обводненость добываемой продукции на поздней стадии разработки обводненной нефтяной залежи, что требует дополнительных затрат на подготовку нефти и снижает рентабельность разработки залежи в целом. Более того, в качестве вытесняющего агента используется вода, которая в обводненной залежи на последней стадии разработки дополнительно увеличивает обводненность и без того обводненной добываемой продукции.- secondly, high water cut of extracted products at the late stage of development of an irrigated oil reservoir, which requires additional costs for the preparation of oil and reduces the profitability of the development of deposits in general. Moreover, water is used as a displacing agent, which in an irrigated reservoir at the last stage of development additionally increases the water content of already irrigated produced products.
Технической задачей изобретения является снижение обводненности добываемой продукции и увеличение объемов отбора безводной нефти из добывающих скважин на последней стадии разработки обводненной нефтяной залежи, а также повышение эффективности разработки обводненной залежи за счет постепенной и полной выработки запасов остаточной нефти путем смены направления фильтрации жидкости в зависимости от дебита отбираемой продукции из добывающих скважин.An object of the invention is to reduce the water cut of produced products and increase the volume of waterless oil withdrawal from production wells at the last stage of development of a water-cut oil reservoir, as well as to increase the efficiency of developing a water-cut reservoir by gradually and completely developing residual oil reserves by changing the direction of liquid filtration depending on the flow rate selected products from production wells.
Поставленная задача решается способом разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, при этом на поздней стадии разработки устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают участки залежи для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах.The problem is solved by a method of developing an irrigated oil reservoir at a late stage, including the selection of oil through production wells and pumping water in a cyclic mode through injection wells, while at a late stage of development, the nature of the distribution of current oil reserves is established by constructing maps of current oil-saturated thicknesses and / or current ratio oil saturation, identify areas with different concentrations of current oil reserves, map out areas of deposits for impact on localized reserves, carry out work to level the filtration properties of the reservoirs in wells.
Новым является то, что на участке залежи с остаточной нефтью выделяют те добывающие и нагнетательные скважины, которые размещены блоками в виде рядной системы, при этом добывающие скважины, находящиеся в рядах, оснащают фильтрами-сепараторами, позволяющими отбирать нефть и оставлять воду в залежи, а нагнетательные скважины группируют по рядам, при этом зоны дренирования каждой нагнетательной скважины, находящейся в рядах, не должны перекрывать забои близлежащих добывающих скважин, при этом сначала закачивают вытесняющий агент в нечетные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 20% от первоначального значения дебита нефти, после чего производят смену направления фильтраций закачкой вытесняющего агента в четные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 30% от первоначального значения дебита нефти, таким образом, с каждым разом при снижении дебита нефти на 10% из добывающих скважин относительно предыдущего дебита изменяют направление фильтрации и чередованием закачки вытесняющего агента в четные и нечетные ряды производят постепенную выработку запасов нефти в залежи до тех пор, пока отбор нефти из добывающих скважин не прекратится, причем циклическую закачку производят с падающим объемом закачки, а в качестве вытесняющего агента применяют водогазожидкостную смесь, состоящую из пресной воды и диспергированного в ней углеводородного или углекислого газа с размерами пузырьков до 7 мкм, причем на протяжении всей закачки давление на забое нагнетательных скважин поддерживают не выше 0,8 горного давления.What is new is that in the area of the residual oil reservoir, those producing and injection wells that are placed in blocks in the form of an in-line system are distinguished, while the producing wells in the rows are equipped with filter-separators that allow oil to be removed and water to be stored in the reservoirs, and injection wells are grouped in rows, while the drainage zones of each injection well in the rows should not overlap the faces of nearby production wells, while the displacing agent is first pumped into odd e rows of injection wells until the oil flow rate through the filter separator in at least one production well decreases by 20% from the initial oil flow rate, after which the filtration direction is changed by pumping the displacing agent into even rows of injection wells until until the oil flow rate through the filter separator in at least one production well decreases by 30% of the initial value of the oil flow rate, thus, each time with a decrease in oil flow rate of 10% from the production wells relative to the pre of the flow rate, the direction of filtration is changed, and alternating the injection of the displacing agent into the even and odd rows, the oil reserves are gradually depleted in the reservoir until the selection of oil from the producing wells stops, and the cyclic injection is performed with a falling injection volume, and the displacing agent is used a water-gas-liquid mixture consisting of fresh water and a hydrocarbon or carbon dioxide dispersed in it with bubble sizes up to 7 μm, and throughout the injection pressure aboe injection wells is maintained not higher than 0.8 rock pressure.
На чертеже изображена схема реализации способа разработки на участке залежи.The drawing shows a diagram of the implementation of the development method on the site deposits.
На залежи 1 производят в циклическом режиме закачку воды через нагнетательные скважины: 21; 21′…21 n, находящиеся в ряду 31, а также нагнетательные скважины 22; 22′…22 n, находящиеся в ряду 32, и в остальные нагнетательные скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 33; 34…3n.In reservoir 1, water is pumped through injection wells in a cyclic mode: 2 1 ; 2 1 ′ ... 2 1 n , located in the row 3 1 , as well as injection wells 2 2 ; 2 2 ′ ... 2 2 n , located in the row 3 2 , and to the rest of the injection wells (not indicated), located in rows 3 3 ; 3 4 ... 3 n .
Отбор нефти производят через добывающие скважины: 41; 41′…41 n, находящиеся в ряду 51, а также добывающие скважины 42; 42′…42 n, находящиеся в ряду 52, и через остальные добывающие скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 53; …5n.The selection of oil is carried out through production wells: 4 1 ; 4 1 ′ ... 4 1 n , located in the row 5 1 , as well as production wells 4 2 ; 4 2 ′ ... 4 2 n , located in the row 5 2 , and through the remaining production wells (not indicated), located in rows 5 3 ; ... 5 n .
Кроме того, на залежи 1 размещены другие нагнетательные 6 и 61 и добывающие 7 и 71 скважины, не расположенные в рядах и выполненные на начальном этапе разработки с целью уплотнения сетки залежи, например, для увеличения охвата залежи и/или для форсированного отбора продукции.In addition, other injection 6 and 6 1 and producing 7 and 7 1 wells are located on reservoir 1, which are not located in the rows and were performed at the initial stage of development in order to compact the reservoir grid, for example, to increase the coverage of the reservoir and / or for forced production selection .
По мере выработки запасов нефти залежь 1 обводняется, увеличивается обводненность добываемой продукции и дальнейшая разработка залежи становится нерентабельной, поэтому на поздней стадии разработки устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают участки залежи для воздействия на локализованные в них запасы нефти, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах.As the oil reserves are depleted, reservoir 1 is watered up, the water content of the produced products increases and further development of the reservoir becomes unprofitable, therefore, at the late stage of development, the nature of the distribution of current oil reserves is established by mapping current oil-saturated thicknesses and / or current oil saturation coefficient, zones with different concentrations of current reserves are identified oil, map out areas of the reservoir for impacting the localized oil reserves, carry out work to level the filtration s properties of reservoirs in wells.
Для этого на участке залежи 1 с остаточной нефтью выделяют те нагнетательные и добывающие скважины, которые размещены блоками в виде рядной системы (в соответствующих им рядах), если посмотреть на чертеж, то это нагнетательные скважины: 21; 21′…21 n, находящиеся в ряду 31, а также нагнетательные скважины 22; 22′…22 n, находящиеся в ряду 32, и остальные нагнетательные скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 33; 34…3n, и добывающие скважины: 41; 41′…41 n, находящиеся в ряду 51, а также добывающие скважины 42; 42′…42 n, находящиеся в ряду 52, и остальные добывающие скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 53…5n.To do this, on the site of reservoir 1 with residual oil, those injection and producing wells are allocated that are placed in blocks in the form of a row system (in their respective rows), if you look at the drawing, these are injection wells: 2 1 ; 2 1 ′ ... 2 1 n , located in the row 3 1 , as well as injection wells 2 2 ; 2 2 ′ ... 2 2 n , located in the row 3 2 , and other injection wells (not indicated), located in the rows 3 3 ; 3 4 ... 3 n , and production wells: 4 1 ; 4 1 ′ ... 4 1 n , located in the row 5 1 , as well as production wells 4 2 ; 4 2 ′ ... 4 2 n , located in the row 5 2 , and other production wells (not indicated), located in the rows 5 3 ... 5 n .
Добывающие скважины: 41; 41′…41 n, находящиеся в ряду 51, а также добывающие скважины 42; 42′…42 n, находящиеся в ряду 52, и остальные добывающие скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 53…5n, оснащают фильтрами-сепараторами, позволяющими отбирать нефть и оставлять воду в залежи 1. В качестве фильтра-сепаратора может применяться устройство, описанное в патенте RU №2205940, МПК 8 E21B 43/00 опубл. в бюл. №16 от 10.06.2003 г.Production wells: 4 1 ; 4 1 ′ ... 4 1 n , located in the row 5 1 , as well as production wells 4 2 ; 4 2 ′ ... 4 2 n , located in the row 5 2 , and the remaining production wells (not indicated), located in the rows 5 3 ... 5 n , are equipped with filter-separators, which allow to take oil and leave water in reservoir 1. As a filter -separator can be used the device described in patent RU No. 2205940, IPC 8 E21B 43/00 publ. in bull. No.16 of 06/10/2003
Из всех нагнетательных скважин в рядах выделяют только те нагнетательные скважины, например 21; 21′; 22; 22′ (см. чертеж) зоны дренирования R1; R1′; R2; R2′ каждой из этих нагнетательных скважин 21; 21′; 22; 22′, находящихся в соответствующих рядах 31; 32, не должны перекрывать забои близлежащих добывающих скважин 41; 41′; 42; 42′, находящихся в соответствующих рядах 51; 52.Of all the injection wells in the rows, only those injection wells are distinguished, for example, 2 1 ; 2 1 ′; 2 2 ; 2 2 ′ (see drawing) of the drainage zone R 1 ; R 1 ′; R 2 ; R 2 ′ of each of these injection wells 2 1 ; 2 1 ′; 2 2 ; 2 2 ′ in the corresponding rows 3 1 ; 3 2 must not overlap the faces of nearby producing wells 4 1 ; 4 1 ′; 4 2 ; 4 2 ′ in the corresponding rows of 5 1 ; 5 2 .
Все нагнетательные скважины залежи 1, находящиеся в рядах 31; 32;…3n, группируют по нечетным, например, 31 и 33 и четным, например, 33 и 34 рядам. Проводят разработку залежи на поздней стадии, для этого сначала закачивают вытесняющий агент, в качестве которого применяют водогазожидкостную смесь (ВГЖС) в нечетные ряды 31 и 33 нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине этих рядов, например, в добывающей скважине 41 не снизится на 20% от первоначального значения дебита нефти. Например, если дебит нефти по добывающей скважине 41 до реализации предлагаемого способа составлял 15 м3/сут, то закачку ВГЖС в нечетные ряды 31 и 33 продолжают до снижения дебита нефти из добывающей скважины 41 до 12 м3/сут, т.е. 15 м3/сут - (20%×15 м3/сут)/100%=12 м3/сут.All injection wells of reservoir 1, located in rows 3 1 ; 3 2 ; ... 3 n , group by odd, for example, 3 1 and 3 3 and even, for example, 3 3 and 3 4 rows. Development of the reservoir is carried out at a late stage, for this, a displacing agent is first pumped, which is used as a water-gas mixture in the odd rows of 3 1 and 3 3 injection wells until the oil flow through the filter separator in at least one production well of these series, for example, in a production well 4 1 will not decrease by 20% from the initial value of oil production. For example, if the oil production rate at the production well 4 1 before the implementation of the proposed method was 15 m 3 / day, then the injection of the oil-and-gas reserves into the odd rows 3 1 and 3 3 is continued until the oil production rate from the production well 4 1 decreases to 12 m 3 / day, t .e. 15 m 3 / day - (20% × 15 m 3 / day) / 100% = 12 m 3 / day.
После чего производят смену направления фильтраций закачкой вытесняющего агента в четные ряды 32 и 34 нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине, например, добывающей скважине 42 не снизится на 30% от первоначального значения дебита нефти. Например, если дебит нефти по добывающей скважине 41 до реализации предлагаемого способа составлял 13 м3/сут, то закачку ВГЖС в нечетные ряды 31 и 33 продолжают до снижения дебита нефти из добывающей скважины 41 до 12 м3/сут, т.е. 13 м3/сут - (30%×13 м3/сут)/100%=9,1 м3/сут.After that, the filtration direction is changed by pumping the displacing agent into even rows of 3 2 and 3 4 injection wells until the oil flow rate through the filter separator in at least one production well, for example, production well 4 2 does not decrease by 30% of the initial oil flow rates. For example, if the oil production rate at the production well 4 1 before the implementation of the proposed method was 13 m 3 / day, then the injection of the oil-and-gas reserves into the odd rows 3 1 and 3 3 is continued until the oil production rate from the production well 4 1 decreases to 12 m 3 / day, t .e. 13 m 3 / day - (30% × 13 m 3 / day) / 100% = 9.1 m 3 / day.
Далее с каждым разом при снижении дебита нефти на 10% в любой из добывающих скважин относительно предыдущего дебита изменяют направление фильтрации (так для добывающей скважины 41 следующее значение будет составлять: 12 м3/сут - (10%×12 м3/сут)/100%=10,8 м3/сут, а для добывающей скважины 42 следующее значение будет составлять: 9,1 м3/сут - (10%×9,1 м3/сут)/100%=8,19 м3/сут, и так далее) и чередованием закачки вытесняющего агента в нечетные и четные ряды производят постепенную выработку запасов нефти в залежи 1 до тех пор, пока отбор нефти из добывающих скважин не прекратится, причем циклическую закачку каждый раз производят с падающим объемом закачки. Например, объем закачки в нагнетательную скважину 21 начинают с 250 м3/сут и постепенно снижают на 3-5 м3/сут.Then, each time, when the oil production rate decreases by 10% in any of the producing wells, the filtration direction is changed relative to the previous production rate (for a 4 1 production well, the following value will be: 12 m 3 / day - (10% × 12 m 3 / day) / 100% = 10.8 m 3 / day, and for a producing well 4 2 the following value will be: 9.1 m 3 / day - (10% × 9.1 m 3 / day) / 100% = 8.19 m 3 / day, and so on) and alternating the injection of the displacing agent into the odd and even rows, the oil reserves are gradually depleted in reservoir 1 until the oil is taken from production wells e will stop, and the cyclic injection every time produce a falling volume of injection. For example, the volume of injection into the injection well 2 1 begins with 250 m 3 / day and is gradually reduced by 3-5 m 3 / day.
В нагнетательные скважины, работающие в циклическом режиме с падающим объемом закачки, закачивают мелкодисперсную ВГЖС, состоящую из пресной воды и диспергированного в ней углеводородного или углекислого газа с размерами пузырьков до 7 мкм. Газ обладает большей проникающей способностью, и попадая в поры с невыработанной нефтью, он выталкивает нефть в более крупные каналы, по которым она дальше вытесняется водой из-за снижения скорости перемещения последней, вследствие падающего объема закачки, а за счет растворяющего эффекта газа нефть доизвлекается в виде маловязкой углеводородной жидкости.In injection wells operating in a cyclic mode with a falling injection volume, finely dispersed HCW, which consists of fresh water and hydrocarbon or carbon dioxide dispersed in it with bubble sizes up to 7 μm, is pumped. The gas has greater penetrating power, and getting into the pores with crude oil, it pushes the oil into larger channels through which it is further displaced by water due to a decrease in the rate of movement of the latter due to the falling injection volume, and due to the dissolving effect of the gas, the oil is extracted as a low-viscosity hydrocarbon fluid.
Закачка указанной ВГЖС производится в нагнетательные скважины при забойных давлениях закачки ниже давления образования техногенных трещин, т.е. при давлениях не больше 0,75-0,8 горного давления.The indicated HCW is injected into injection wells at bottomhole injection pressures below the pressure of formation of technogenic cracks, i.e. at pressures of not more than 0.75-0.8 rock pressure.
Предложенный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции и увеличить объемы отбора безводной нефти на последней стадии разработки обводненной залежи путем установки фильтров-сепараторов в добывающих скважинах, а также повысить эффективность разработки обводненной залежи за счет постепенной и полной выработки запасов остаточной нефти путем смены направления фильтрации жидкости в зависимости от дебита отбираемой продукции из добывающих скважин.The proposed method allows to reduce the water cut of produced products and increase the volume of anhydrous oil withdrawal at the last stage of development of a watered reservoir by installing filter separators in producing wells, as well as to increase the efficiency of developing a watered reservoir by gradually and completely developing residual oil reserves by changing the direction of liquid filtration in depending on the flow rate of selected products from producing wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011110441/03A RU2459070C1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | Method for development of water-flooded oil formation at last stage |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011110441/03A RU2459070C1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | Method for development of water-flooded oil formation at last stage |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2459070C1 true RU2459070C1 (en) | 2012-08-20 |
Family
ID=46936717
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011110441/03A RU2459070C1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | Method for development of water-flooded oil formation at last stage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2459070C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104100263A (en) * | 2013-10-29 | 2014-10-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for determining residual oil saturation of non-uniform water flooded layer |
| RU2535577C1 (en) * | 2013-08-29 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Increasing of well infill drilling efficiency |
| CN111206926A (en) * | 2020-01-17 | 2020-05-29 | 中海石油(中国)有限公司 | Sea-phase sandstone bottom water thickened oil reservoir sweep coefficient measuring device and method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4457372A (en) * | 1981-11-06 | 1984-07-03 | Texaco Inc. | Method of recovering petroleum from underground formations |
| US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
| RU2087686C1 (en) * | 1995-06-14 | 1997-08-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil deposit |
| RU2191255C1 (en) * | 2001-04-11 | 2002-10-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Method of oil pool development |
| RU2307251C1 (en) * | 2005-09-15 | 2007-09-27 | Товарищество С Ограниченной Ответственностью "Научно-Внедренческий Центр Алмас" | Method for hydraulic borehole mineral mining |
| RU2381354C1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil fields development method |
-
2011
- 2011-03-18 RU RU2011110441/03A patent/RU2459070C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4457372A (en) * | 1981-11-06 | 1984-07-03 | Texaco Inc. | Method of recovering petroleum from underground formations |
| US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
| RU2087686C1 (en) * | 1995-06-14 | 1997-08-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil deposit |
| RU2191255C1 (en) * | 2001-04-11 | 2002-10-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Method of oil pool development |
| RU2307251C1 (en) * | 2005-09-15 | 2007-09-27 | Товарищество С Ограниченной Ответственностью "Научно-Внедренческий Центр Алмас" | Method for hydraulic borehole mineral mining |
| RU2381354C1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil fields development method |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2535577C1 (en) * | 2013-08-29 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Increasing of well infill drilling efficiency |
| CN104100263A (en) * | 2013-10-29 | 2014-10-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for determining residual oil saturation of non-uniform water flooded layer |
| CN104100263B (en) * | 2013-10-29 | 2017-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for determining residual oil saturation of non-uniform water flooded layer |
| CN111206926A (en) * | 2020-01-17 | 2020-05-29 | 中海石油(中国)有限公司 | Sea-phase sandstone bottom water thickened oil reservoir sweep coefficient measuring device and method |
| CN111206926B (en) * | 2020-01-17 | 2023-05-16 | 中海石油(中国)有限公司 | Device and method for measuring sweep coefficient of marine sandstone bottom water heavy oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2344272C2 (en) | Well structure and method of multipay oil pool development | |
| RU2459070C1 (en) | Method for development of water-flooded oil formation at last stage | |
| RU2527429C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2519243C1 (en) | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2465445C2 (en) | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2184216C1 (en) | Process of development of oil field | |
| RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2282025C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2545580C1 (en) | Development method of hydrocarbon deposits | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2418155C1 (en) | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2779501C1 (en) | Method for developing a geologically heterogeneous oil reservoir by waterflooding |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170319 |