RU2490428C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2490428C1 RU2490428C1 RU2012100686/03A RU2012100686A RU2490428C1 RU 2490428 C1 RU2490428 C1 RU 2490428C1 RU 2012100686/03 A RU2012100686/03 A RU 2012100686/03A RU 2012100686 A RU2012100686 A RU 2012100686A RU 2490428 C1 RU2490428 C1 RU 2490428C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- oil
- permeability
- clay
- radius
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 39
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 238000005245 sintering Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 8
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 238000001149 thermolysis Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Manufacture And Refinement Of Metals (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
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 месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку окислителя, организацию внутрипластового горения, отбор нефти и закачку полимерного негорючего водорастворимого материала (Патент РФ №2429346, опубл. 20.09.2011).A known method of developing a highly viscous oil field, including the injection of an oxidizing agent, the organization of in-situ combustion, the selection of oil and the injection of a polymer non-combustible water-soluble material (RF Patent No. 2429346, publ. September 20, 2011).
Известный способ применим только на залежах с высокой проницаемостью коллектора.The known method is applicable only to deposits with high permeability of the reservoir.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, согласно которому в пласт закачивают воздух, инициируют сухое внутрипластовое горение с последующей закачкой воздуха и воды и влажное внутрипластовое горение. В закачиваемую воду вводят реагент, при термолизе которого на фронте горения образуются нерастворимый осадок и кислород. В качестве реагента используют перманганат калия в количестве 55 -60 г/л воды или нитрат кальция в количестве 1000-1100 г/л воды. Кислород, выделяющийся при термолизе, интенсифицирует процесс горения. Выбор химреагентов зависит от температуры на фронте горения, зависящей в основном от концентрации топлива в 1 m3 породы и физико-химических свойств нефти и породы (Патент РФ №1630375, опубл. 27.03.1995 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen, according to which air is pumped into the formation, dry in situ combustion is initiated, followed by air and water injection and wet in situ combustion. A reagent is introduced into the injected water, during thermolysis of which an insoluble precipitate and oxygen are formed on the combustion front. As a reagent, potassium permanganate is used in an amount of 55-60 g / l of water or calcium nitrate in an amount of 1000-1100 g / l of water. Oxygen released during thermolysis intensifies the combustion process. The choice of chemicals depends on the temperature at the combustion front, which depends mainly on the fuel concentration of 1 m 3 of rock and the physicochemical properties of oil and rock (RF Patent No. 1630375, publ. 03/27/1995 - prototype).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи. Данный недостаток особенно заметен при разработке залежи с низкопроницаемым пластом, коллектор которого близок по свойствам к неколлектору.The disadvantage of this method is the low oil recovery deposits. This drawback is especially noticeable when developing a reservoir with a low permeability formation, the reservoir of which is close in properties to a non-reservoir.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of an oil reservoir with a low permeability reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку воздуха через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, предварительно определяют глинистость пласта и температуру спекания глин, определяют проницаемость пласта после спекания глин, рассчитывают радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением, проводят термообработку околоскважинной зоны нагнетательной скважины закачкой воздуха с организацией сухого горения в околоскважинной зоне и проведением спекания глин до достижения термообработанной зоны расчетного радиуса, периодически прекращают закачку воздуха и закачивают оторочку воды для охлаждения и растрескивания спекшейся глины, после чего переходят к закачке рабочего агента.The problem is solved in that in the method of developing an oil deposit, including air injection through injection wells and oil extraction through production wells, according to the invention, the clay content of the formation and sintering temperature of clays are preliminarily determined, the permeability of the formation after sintering of clays is determined, the radius of the near-wellbore zone with altered permeability is calculated where the injection pressure is equalized with reservoir pressure, heat treatment of the near-wellbore zone of the injection well is carried out by injection into air with the organization of dry combustion in the near-wellbore zone and sintering of clays until the heat-treated zone of the calculated radius is reached, the air injection is periodically stopped and a rim of water is pumped in to cool and crack the sintered clay, and then proceed to pump the working agent.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Разработка нефтяной залежи с коллектором, проницаемость которого близка к нулю, представляет определенные трудности из-за сложности закачки в продуктивные пласты рабочего агента, которым чаще всего является вода. Даже значительное повышение давления и применение таких интенсификационных технологий, как гидроразрыв пласта, не приводит к желаемому результату. Наличие глин в коллекторе при заводнении приводит к набуханию глин, еще большему снижению проницаемости и делает разработку практически невозможной. Реальных способов разработки таких залежей практически не существует, а известные технические решения по заводнению или внутрипластовому горению не позволяют разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи с низкопроницаемым коллектором. Задача решается следующим образом.The development of an oil reservoir with a reservoir, the permeability of which is close to zero, presents certain difficulties due to the difficulty of injecting a working agent into the reservoir, which is most often water. Even a significant increase in pressure and the use of stimulation technologies such as hydraulic fracturing, does not lead to the desired result. The presence of clays in the reservoir during flooding leads to swelling of clays, an even greater decrease in permeability, and makes development almost impossible. There are practically no real ways to develop such deposits, and well-known technical solutions for waterflooding or in-situ burning do not allow developing a deposit with high oil recovery. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits with low permeability reservoir. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку воздуха через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Предварительно определяют глинистость пласта и температуру спекания глин. Определяют проницаемость пласта после спекания глин. Рассчитывают радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью, а также радиус, на котором происходит выравнивание давления закачки и пластового давления. Проводят термообработку околоскважинной зоны нагнетательной скважины закачкой воздуха с организацией сухого горения и проведением спекания глин до достижения термообработанной зоной расчетного радиуса. Периодически прекращают закачку воздуха и закачивают оторочку воды для охлаждения и растрескивания спекшейся глины. После этого переходят к закачке рабочего агента. После температурной обработки проницаемость глин растет. При термообработке происходит обжиг глины и ее превращение в пористый камень. Периодическое охлаждение водой способствует поэтапному созданию слой за слоем спеченного камня из глины и увеличению проницаемости коллектора.During the development of an oil deposit, air is pumped through injection wells and oil is taken through production wells. Clay clay and sintering temperature of clays are preliminarily determined. Determine the permeability of the formation after sintering clays. The radius of the near-wellbore zone with a changed permeability is calculated, as well as the radius at which the injection pressure and reservoir pressure are equalized. Heat treatment of the near-borehole zone of the injection well is carried out by air injection with the organization of dry combustion and sintering of clays until the heat-treated zone reaches the calculated radius. Periodically stop the injection of air and pump a rim of water to cool and crack sintered clay. After that, they proceed to the download of the working agent. After heat treatment, clay permeability increases. During heat treatment, clay is fired and converted into porous stone. Periodic water cooling contributes to the phased creation layer by layer of sintered clay stone and increase the permeability of the collector.
Приводим некоторые расчеты предложенного способа. Сделаем некоторые допущения. Пусть нагрев до температуры Т* увеличивает проницаемость k в n раз, т.е. k*=nk. Пусть в результате обработки проницаемость возросла в n раз в радиусе r* от скважины (фиг.1). Тогда запишем, как будет меняться приемистость скважиныWe give some calculations of the proposed method. We make some assumptions. Let heating to temperature T * increase the permeability k by a factor of n, i.e. k * = nk. Let as a result of processing the permeability increased n times in the radius r * from the well (Fig. 1). Then we will write how well injectivity will change
Формула (1) выражает поток закачиваемого агента от скважины в зоне I (фиг.1), которая определяется цилиндрической областью rC<r<r*, где rC - радиус скважины. Формула (2) выражает поток в зоне II (фиг.1) - цилиндрической области с r*<r<rK. В (1) и (2) приняты следующие обозначения: h - мощность пласта, B - объемный коэффициент закачиваемого агента, µ - его вязкость, pC - забойное давление, p* - давление на расстоянии r*, rK - расстояние, на котором давление сравнивается с пластовым, pK - пластовое давление.Formula (1) expresses the flow of the injected agent from the well in zone I (Fig. 1), which is determined by the cylindrical region rC<r <r*, where rC - well radius. Formula (2) expresses the flow in zone II (figure 1) - a cylindrical region with r*<r <rK. In (1) and (2), the following notations were adopted: h is the reservoir thickness, B is the volumetric coefficient of the injected agent, μ is its viscosity, pC - bottomhole pressure, p* - pressure at a distance r*, rK - the distance at which the pressure is compared with the reservoir, pK - reservoir pressure.
Из закона сохранения потока следует, что QI=QII, поэтому приемистостьFrom the law of conservation of flow it follows that Q I = Q II , therefore, throttle response
Зависимость потока от радиуса обработки показана на фиг.2. Здесь считалось, что rK=25 м - расстояние, на котором давление сравнивается с пластовым, и rC=0.2 м - радиус скважины.The dependence of the flow on the processing radius is shown in Fig.2. Here it was believed that r K = 25 m is the distance at which the pressure is compared with the reservoir, and r C = 0.2 m is the radius of the well.
Радиус обработки зависит от количества закаченного окислителя. Насколько увеличилась проницаемость, зависит от созданной температуры, соответственно, как от количества закаченного окислителя, так и от темпов нагнетания кислородосодержащей смеси.The processing radius depends on the amount of oxidant injected. How much the permeability has increased depends on the temperature created, respectively, both on the amount of oxidant injected and on the rate of injection of the oxygen-containing mixture.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: средняя глубина - 2631 м, пластовая температура 92°C, начальное пластовое давление 26,8 МПа, пористость 0,18%, проницаемость (по керну) 2,4 мД, средняя нефтенасыщенность 0,52, коллектор - глинистый цемент, имеет полиминеральный состав и представлен каолинитом - от 31 до 49%, гидрослюдой - от 14 до 34%, хлоритом - от 23 до 35%, смешанно-слойными образованиями - от 5 до 13%, объем цемента меняется от 8 до 19%, вязкость нефти 1,77/1,38 мПа*с, плотность нефти в пластовых условиях: 0,818 г/см3, плотность нефти в поверхностных условиях: 0,867 г/см3, средняя общая толщина продуктивного пласта 96,7 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 8,3 м, коллектор поровый, тип залежи литологический, водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт.An oil reservoir is developed with the following characteristics: average depth - 2631 m, reservoir temperature 92 ° C, initial reservoir pressure 26.8 MPa, porosity 0.18%, permeability (core) 2.4 mD, average oil saturation 0.52, reservoir - clay cement, has a polymineral composition and is represented by kaolinite - from 31 to 49%, hydromica - from 14 to 34%, chlorite - from 23 to 35%, mixed-layer formations - from 5 to 13%, the volume of cement varies from 8 to 19%, oil viscosity 1.77 / 1.38 MPa * s, oil density at reservoir conditions: 0.818 g / cm 3 , oil density at surface conditions: 0.867 g / cm 3 , the average total thickness of the reservoir is 96.7 m, the average effective oil saturated thickness is 8.3 m, the reservoir is porous, the type of deposit is lithological, the oil-water contact (WOC) is not opened.
По результатам исследования кернов определяют глинистость пласта и температуру спекания глин. Глинистость составляет от 8 до 19%, температура спекания глины составляет 150-600°C. Определяют проницаемость пласта после спекания глин. Зависимость прироста проницаемости от температуры представлена на фиг 3.According to the results of core research, clayey clay and sintering temperature of clays are determined. Clay content is from 8 to 19%, the sintering temperature of clay is 150-600 ° C. Determine the permeability of the formation after sintering clays. The dependence of the increase in permeability on temperature is shown in Fig 3.
Рассчитывают радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью, который зависит от распространения теплового фронта, и радиус, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением. Проводят термообработку околоскважинной зоны нагнетательной скважины закачкой воздуха с организацией сухого горения в околоскважинной зоне согласно следующего режима: в течении 3-х месяцев - закачка воздуха с темпом 24000 нм3/сут, после чего в течении 2-х недель - закачка воды с темпом 100 м3/сут. Цикл повторяется минимум 4 раза.The radius of the near-wellbore zone with a changed permeability, which depends on the propagation of the heat front, and the radius at which the injection pressure is equalized with the reservoir pressure, are calculated. Heat treatment of the near-well zone of the injection well is carried out by air injection with the organization of dry combustion in the near-well zone according to the following regime: for 3 months - air injection at a rate of 24,000 nm 3 / day, after which within 2 weeks - water injection at a rate of 100 m 3 / day The cycle is repeated at least 4 times.
Т.о. проводят спекание глин до достижения термообработанной зоной расчетного радиуса, равного 26,3 м.T.O. clay sintering is carried out until the heat-treated zone reaches a calculated radius of 26.3 m.
Этот радиус расчитывается следующим образом:This radius is calculated as follows:
Количество суток закачки воздуха - 4*90=360. Темп закачки воздуха - 24000 нм3/сут, а в пластовых условиях 89.5 м3/сут. Объем закачанного воздуха в пластовых условиях - 360*89.5=32239 м3. Количество суток закачки воды - 4*14=56. Темп закачки воды - 100 м3/сут. Объем закачанной воды в пластовых единицах - 56*100=5600 м3. Суммарный закачанный объем - Qсумм=37839 м3. Пористость - m=0.18. Объем породы, охваченной воздействием - Vпороды=Qсумм/m=37839/0.18=210217 м3. Призабойная зона представляет собой цилиндр, объем которого равен: м3. Vцил=π*R2*H. В данном случае Н=96.7 м. СледовательноThe number of days of air injection is 4 * 90 = 360. The air injection rate is 24000 nm 3 / day, and under reservoir conditions 89.5 m 3 / day. The volume of injected air in reservoir conditions is 360 * 89.5 = 32239 m 3 . The number of days of water injection is 4 * 14 = 56. The rate of water injection is 100 m 3 / day. The volume of injected water in reservoir units is 56 * 100 = 5600 m 3 . Summary uploaded volume - Q sums = 37839 m 3. Porosity - m = 0.18. The volume of the rock covered by the impact is V breed = Q sum /m=37839/0.18=210217 m 3 . The bottom-hole zone is a cylinder, the volume of which is: m 3 . V cyl = π * R 2 * H. In this case, H = 96.7 m. Therefore
В данном случае считаем, что вся зона охваченная воздействием закачанным флюидом подвергается термообработке (в силу последовательности обработки, которая обуславливается радиальностью распространения теплового фронта). А в свою очередь зона, охваченная тепловым воздействием, является зоной с измененной проницаемостью. Также в данном случае (в прискважинной зоне) при расчете зоны, охваченной тепловым воздействием, пренебрегаем теплопроводностью, так как распространение тепла за счет переноса вещества доминирует над теплопроводностью в радиальном направлении (теплопроводность за год дает менее метра).In this case, we believe that the entire zone covered by the action of the pumped fluid is subjected to heat treatment (due to the processing sequence, which is determined by the radial propagation of the heat front). And in turn, the zone covered by thermal exposure is a zone with altered permeability. Also, in this case (in the near-wellbore zone), when calculating the area affected by the thermal effect, we neglect the thermal conductivity, since the heat distribution due to the transfer of matter dominates the radial thermal conductivity (thermal conductivity per year gives less than a meter).
Таким образом, радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью равен 26.3 м.Thus, the radius of the near-wellbore zone with altered permeability is 26.3 m.
Радиус, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением, получим из расчета контура питания.The radius at which the injection pressure is equalized with reservoir pressure is obtained from the calculation of the supply circuit.
Следует отметить, что хотя "в любых математических моделях распространение возмущений, вызванных приложением депрессии или репрессии на пласт, дает непрерывную функцию подъема или падения давления при удалении от скважины в горизонтальной плоскости до бесконечности", отбросив "хвост" функции можно получить значение радиуса, на котором давление закачки будет близко к пластовому давлению.It should be noted that although "in any mathematical models, the propagation of disturbances caused by the application of depression or repression on the reservoir gives a continuous function of pressure rise or fall when moving away from the well in the horizontal plane to infinity", discarding the "tail" of the function, you can get the radius where the injection pressure will be close to the reservoir pressure.
Введем ряд понятий: рк=р(r,0) - начальное условие, оно же пластовое давление. pc=p(rc,t) - граничное условие на скважине, оно же забойное давление, где rc - радиус скважины, a t - время. рр=рс-рк - величина репрессии, γ=1.781 - постоянная Эйлера, χ - коэффициент пьезопроводности пласта, до - пороговый градиент давления. Найдем r(t) - радиус контура питания из следующего равенства:We introduce a number of concepts: p k = p (r, 0) - the initial condition, it is the reservoir pressure. p c = p (r c , t) is the boundary condition at the well, it is the bottomhole pressure, where r c is the radius of the well, at is time. p r = p c p k - value repression, γ = 1.781 - Euler's constant, χ - diffusivity coefficient reservoir to - the threshold pressure gradient. Find r (t) - the radius of the power circuit from the following equality:
Таким образом, в силу того, что рр=45 [МПа]-26.8 [МПа]=18.2 [МПа], γ=1.781, t=421 суток, rc=0.2 м, типичное значение g0=0.0475 [МПа/м], χ=864000 [м2/сут].Thus, due to the fact that p p = 45 [MPa] -26.8 [MPa] = 18.2 [MPa], γ = 1.781, t = 421 days, r c = 0.2 m, a typical value of g 0 = 0.0475 [MPa / m], χ = 864000 [m 2 / day].
В результате расчетов получаем радиус, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением равным 33.1 м.As a result of the calculations, we obtain the radius at which the injection pressure is equalized with a reservoir pressure of 33.1 m.
Периодически, а именно спустя три месяца закачки воздуха, прекращают его закачку и закачивают оторочку воды в объеме 1400 м3 для охлаждения и растрескивания спекшейся глины.Periodically, namely after three months of air injection, it stops pumping and a rim of water is pumped in a volume of 1400 m 3 to cool and crack sintered clay.
Переходят к закачке рабочего агента (холодная вода) через нагнетательные скважины и отбору нефти через добывающие скважины.Go to the injection of the working agent (cold water) through injection wells and the selection of oil through production wells.
В результате нефтеотдача залежи увеличилась с 0.151% (по прототипу) до 0.441% (по предложенному способу)As a result, oil recovery increased from 0.151% (according to the prototype) to 0.441% (according to the proposed method)
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (7)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012100686/03A RU2490428C1 (en) | 2012-01-13 | 2012-01-13 | Oil deposit development method |
PCT/RU2012/000629 WO2013105872A1 (en) | 2012-01-13 | 2012-08-01 | Method for exploiting an oil deposit |
IN1615MUN2014 IN2014MN01615A (en) | 2012-01-13 | 2012-08-01 | |
MX2014005666A MX2014005666A (en) | 2012-01-13 | 2012-08-01 | Method for exploiting an oil deposit. |
BR112014013824A BR112014013824A2 (en) | 2012-01-13 | 2012-08-01 | oil sump development method |
CU2014000041A CU20140041A7 (en) | 2012-01-13 | 2014-04-04 | MODE OF EXPLOITATION OF THE OIL FIELD |
CO14088043A CO7010801A2 (en) | 2012-01-13 | 2014-04-24 | Mode of exploitation of the oil field |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012100686/03A RU2490428C1 (en) | 2012-01-13 | 2012-01-13 | Oil deposit development method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012100686A RU2012100686A (en) | 2013-07-20 |
RU2490428C1 true RU2490428C1 (en) | 2013-08-20 |
Family
ID=48781724
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012100686/03A RU2490428C1 (en) | 2012-01-13 | 2012-01-13 | Oil deposit development method |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
BR (1) | BR112014013824A2 (en) |
CO (1) | CO7010801A2 (en) |
CU (1) | CU20140041A7 (en) |
IN (1) | IN2014MN01615A (en) |
MX (1) | MX2014005666A (en) |
RU (1) | RU2490428C1 (en) |
WO (1) | WO2013105872A1 (en) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109372484B (en) * | 2017-08-11 | 2021-05-25 | 中国石油化工股份有限公司 | Compact reservoir CO2Experimental prediction method and system for effective handling action radius |
CN108763639B (en) * | 2018-04-20 | 2021-11-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for calculating ball throwing releasing pressure for layered oil production |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4227575A (en) * | 1978-06-30 | 1980-10-14 | Texaco Inc. | Reservoir stabilization by treating water sensitive clays |
SU1458498A1 (en) * | 1987-04-13 | 1989-02-15 | Московский Текстильный Институт Им.А.Н.Косыгина | Method of thermal consolidation of soil |
SU1599528A1 (en) * | 1987-07-22 | 1990-10-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of consolidating weakly cemented rock by thermal action |
SU1625957A1 (en) * | 1989-03-27 | 1991-02-07 | Московский Текстильный Институт Им.А.Н.Косыгина | Method of thermal stabilizing of soil |
RU2034135C1 (en) * | 1992-03-31 | 1995-04-30 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treatment of bottom-hole oil formation zone with clay-containing reservoir |
-
2012
- 2012-01-13 RU RU2012100686/03A patent/RU2490428C1/en active
- 2012-08-01 WO PCT/RU2012/000629 patent/WO2013105872A1/en active Application Filing
- 2012-08-01 BR BR112014013824A patent/BR112014013824A2/en not_active Application Discontinuation
- 2012-08-01 MX MX2014005666A patent/MX2014005666A/en unknown
- 2012-08-01 IN IN1615MUN2014 patent/IN2014MN01615A/en unknown
-
2014
- 2014-04-04 CU CU2014000041A patent/CU20140041A7/en unknown
- 2014-04-24 CO CO14088043A patent/CO7010801A2/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4227575A (en) * | 1978-06-30 | 1980-10-14 | Texaco Inc. | Reservoir stabilization by treating water sensitive clays |
SU1458498A1 (en) * | 1987-04-13 | 1989-02-15 | Московский Текстильный Институт Им.А.Н.Косыгина | Method of thermal consolidation of soil |
SU1599528A1 (en) * | 1987-07-22 | 1990-10-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of consolidating weakly cemented rock by thermal action |
SU1625957A1 (en) * | 1989-03-27 | 1991-02-07 | Московский Текстильный Институт Им.А.Н.Косыгина | Method of thermal stabilizing of soil |
RU2034135C1 (en) * | 1992-03-31 | 1995-04-30 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treatment of bottom-hole oil formation zone with clay-containing reservoir |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
MX2014005666A (en) | 2015-03-23 |
RU2012100686A (en) | 2013-07-20 |
IN2014MN01615A (en) | 2015-07-03 |
CO7010801A2 (en) | 2014-07-31 |
BR112014013824A2 (en) | 2017-06-13 |
WO2013105872A1 (en) | 2013-07-18 |
CU20140041A7 (en) | 2014-07-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108830020B (en) | A method of the micro- Fracturing Technology crack extension of simulation offshore oilfield | |
Ali et al. | Carbonate acidizing: A mechanistic model for wormhole growth in linear and radial flow | |
Meng et al. | The effect of clay-swelling induced cracks on shale permeability during liquid imbibition and diffusion | |
CN105134158A (en) | Fracturing method for supplementing stratum energy of dense oil reservoir | |
Li | Mechanics and fracturing techniques of deep shale from the Sichuan Basin, SW China | |
CN104632157A (en) | Low permeability reservoir equilibrium displacement method | |
Wang et al. | Experimental investigation on the filtering flow law of pre-gelled particle in porous media | |
Zhong et al. | Fracture network stimulation effect on hydrate development by depressurization combined with thermal stimulation using injection-production well patterns | |
Liu et al. | Reservoir-scale study of oil shale hydration swelling and thermal expansion after hydraulic fracturing | |
Yang et al. | Formation of temporary plugging in acid-etched fracture with degradable diverters | |
CN108571314B (en) | Visual supporting crack flow conductivity testing method | |
RU2494242C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using in-situ combustion | |
RU2490428C1 (en) | Oil deposit development method | |
Liu et al. | Theoretical model and numerical solution of gas desorption and flow mechanism in coal matrix based on free gas density gradient | |
Lyu et al. | Effects of shale swelling and water-blocking on shale permeability | |
Cao et al. | A dynamic fracture model combining with Laplace transform and synchronous iteration method for transient behavior analysis of a four-zone system | |
Wang et al. | Microwave-assisted high-efficient gas production of depressurization-induced methane hydrate exploitation | |
Wu et al. | Fracture spacing in horizontal well multi-perforation fracturing optimized by heat extraction | |
Han et al. | Study and pilot test of multiple thermal-fluid stimulation in offshore Nanpu oilfield | |
Deolarte et al. | Successful combination of an organically crosslinked polymer system and a rigid-setting material for conformance control in Mexico | |
Wang et al. | Analysis of fracturing network evolution behaviors in random naturally fractured rock blocks | |
Ran | Advanced water injection for low permeability reservoirs: theory and practice | |
CN108457633B (en) | Intralayer selective fracturing method | |
Chappell et al. | Successful field trial of a shear-resistant, high-injectivity, reservoir-triggered polymer | |
Poplygin et al. | Investigation of the influence of pressures and proppant mass on the well parameters after hydraulic fracturing |