RU2538549C1 - Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation - Google Patents
Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2538549C1 RU2538549C1 RU2013126327/03A RU2013126327A RU2538549C1 RU 2538549 C1 RU2538549 C1 RU 2538549C1 RU 2013126327/03 A RU2013126327/03 A RU 2013126327/03A RU 2013126327 A RU2013126327 A RU 2013126327A RU 2538549 C1 RU2538549 C1 RU 2538549C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- oil
- well
- reservoir
- saline
- Prior art date
Links
Landscapes
- External Artificial Organs (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей любого типа, низкопроницаемые породы-коллекторы которых повсеместно или на отдельных участках выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита.The invention relates to the field of exploration and development of oil deposits of any type, low-permeability reservoir rocks of which are everywhere or in separate areas made of halite or carbonate-sulfate cement and catagenetic minerals of halite, calcite and anhydrite.
Известен способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтяного пласта и продуктивности добывающих скважин путем гидравлического разрыва призабойной зоны пласта в результате нагнетания в пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок (проппант), сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта. Гидравлический разрыв проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной техники [1, с.150-159].There is a method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of an oil reservoir and the productivity of production wells by hydraulic fracturing of the bottom-hole zone of a reservoir as a result of injection of fluid into the reservoir at a pressure under which the formation splits either along the bedding planes or along natural cracks. Coarse sand (proppant) is pumped together with the liquid to prevent crack closure when relieving pressure, preserving the permeability of these cracks, which is thousands of times higher than the permeability of an undisturbed formation. Hydraulic fracturing is carried out at pressures reaching 100 MPa, with a high flow rate of liquid and using complex and diverse equipment [1, p.150-159].
Однако применение данного способа позволяет повысить проницаемость лишь призабойной зоны пласта (в радиусе 60-70 м), причем только в трещине гидроразрыва. Проницаемость матрицы пласта даже в призабойной зоне не увеличивается.However, the use of this method allows to increase the permeability of only the bottom-hole formation zone (within a radius of 60-70 m), and only in the fracture. The permeability of the reservoir matrix does not increase even in the bottomhole zone.
Известен также способ увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, представленного карбонатными породами, путем закачки в пласт соляной кислоты, под воздействием которой карбонатная порода растворяется, а проницаемость пласта увеличивается [1, с.130-135].There is also a method of increasing the permeability of the bottomhole formation zone, represented by carbonate rocks, by pumping hydrochloric acid into the formation, under the influence of which the carbonate rock is dissolved, and the permeability of the formation increases [1, p. 130-135].
Однако данный способ не применим для обработки терригенных коллекторов, а в карбонатных коллекторах его применение позволяет увеличить проницаемость только призабойной зоны пласта.However, this method is not applicable for the treatment of terrigenous reservoirs, and its use in carbonate reservoirs allows to increase the permeability of only the bottomhole formation zone.
Известен способ разработки линзовидных залежей нефти путем попеременных отборов скважинной продукции и закачки воды в один и тот же интервал через ствол одной скважины. Добыча пластовых флюидов производится до достижения давления на забое скважины значения давления насыщения нефти газом. Далее добыча прекращается и в тот же перфорационный интервал с целью поддержания пластового давления начинается закачка воды, которая происходит, пока пластовое давление не восстановится до начального уровня [2].There is a method of developing lenticular oil deposits by alternately taking downhole products and injecting water into the same interval through the barrel of one well. Production of formation fluids is performed until the pressure at the bottom of the well reaches the pressure of saturation of oil with gas. Then, production stops and at the same perforation interval in order to maintain reservoir pressure, water injection begins, which occurs until the reservoir pressure is restored to the initial level [2].
Недостатком данного способа разработки является его узкая ориентация лишь на восстановление пластового давления в прискважинной зоне. В способе также не учитывается минералогический состав пород, слагающих пласт, не оценивается влияние попеременных отборов скважинной продукции и закачки воды на проницаемость пласта, не прослеживаются взаимные связи в системе «минералогический состав пород-коллекторов - закачка воды в пласт - проницаемость пласта - охват пласта воздействием».The disadvantage of this development method is its narrow orientation only to restore reservoir pressure in the near-wellbore zone. The method also does not take into account the mineralogical composition of the rocks composing the formation, does not assess the effect of alternate withdrawals of borehole products and water injection on the permeability of the formation, does not track the interconnections in the system "mineralogical composition of reservoir rocks - injection of water into the formation - permeability of the formation - coverage of the formation by exposure ".
Известен способ разработки залежей малоподвижной (высоковязкой) нефти путем циклического нагнетания пара в пласт, заключающийся в пароциклических обработках добывающих скважин периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины. Цель технологии состоит в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, увеличить приток нефти к скважинам [3]. В добывающую скважину закачивают пар объемом 30-100 тонн на 1 м толщины пласта. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течение одной-двух недель, т.е. период, который необходим для процесса теплообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде. Затем скважину эксплуатируют в течение 8-12 недель. Обычно организуют 5-8 циклов за три-четыре года, иногда 12-15 циклов, после проведения которых эффект воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов [1, с.113-114].There is a method of developing deposits of inactive (highly viscous) oil by cyclic injection of steam into the formation, which consists in steam cyclic treatment of producing wells by periodic injection of steam into the oil formation through production wells. The purpose of the technology is to warm the formation and oil in the bottom-hole zones of production wells, reduce the viscosity of oil, increase the flow of oil to the wells [3]. Steam of 30-100 tons per 1 m of formation thickness is pumped into the production well. The volume of injected steam should be the greater, the greater the viscosity of the reservoir oil. After steam injection, the well is closed and kept for one to two weeks, i.e. the period that is necessary for the process of heat transfer, capillary counterflow, redistribution of oil and water in a porous medium. Then the well is operated for 8-12 weeks. Usually they organize 5–8 cycles in three to four years, sometimes 12–15 cycles, after which the effect of drying out and no longer justifies the costs [1, p.113-114].
Недостатком данного способа является его целенаправленная ориентация воздействия только на свойства высоковязкой нефти, высокая стоимость, отсутствие мероприятий и механизмов, позволяющих повышать проницаемость нефтенасыщенного засоленного коллектора, воздействие только на призабойную зону скважины при весьма слабом влиянии на удаленную часть пласта, в результате чего эффективность пароциклических обработок имеет кратковременный характер. Применение этого способа для разработки залежей нефти в засоленных низкопроницаемых пластах является экономически нецелесообразным.The disadvantage of this method is its targeted orientation of the effect only on the properties of high-viscosity oil, high cost, the absence of measures and mechanisms to increase the permeability of the oil-saturated saline reservoir, the effect only on the bottom-hole zone of the well with a very weak effect on the remote part of the reservoir, resulting in the effectiveness of steam treatment has a short-term nature. The application of this method for the development of oil deposits in saline low-permeability formations is not economically feasible.
Известно, что породы-коллекторы подсолевых и межсолевых залежей нефти целого ряда нефтегазоносных районов (Иркутский амфитеатр и Тунгусский бассейн в Российской Федерации, Триасовая провинция в Алжире, осадочные бассейны штата Мичиган в США, Припятский прогиб в Республике Беларусь) частично выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита, ангидрита [4, 5]. Известно также, что при разработке залежей нефти в засоленных пластах с использованием системы заводнения, включающей отбор жидкости из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины, происходит растворение катагенетического галита водой, закачиваемой в засоленный пласт, и вынос растворившейся соли с попутными водами добывающих скважин. Процесс растворения галита сопровождается ростом скоростей фильтрации закачиваемой воды и проницаемости каналов, по которым происходит фильтрация. Имеет место также изменение охвата пласта воздействием [5].It is known that reservoir rocks of subsalt and intersalt deposits of oil of a number of oil and gas bearing areas (Irkutsk Amphitheater and Tunguska basin in the Russian Federation, Triassic province in Algeria, sedimentary basins of the state of Michigan in the USA, Pripyat trough in the Republic of Belarus) are partially made of halite or carbonate-sulfate cement and catagenetic minerals of halite, calcite, anhydrite [4, 5]. It is also known that when developing oil deposits in saline formations using a waterflooding system, including the selection of liquid from production wells and pumping water into injection wells, catagenetic halite is dissolved by water pumped into the saline formation and the dissolved salt is removed with the associated waters of the producing wells. The process of halite dissolution is accompanied by an increase in the filtration rates of the injected water and the permeability of the channels through which the filtration takes place. There is also a change in reservoir coverage by impact [5].
Установленное в [5] явление растворения катагенетического галита в засоленном пласте закачиваемой в него водой, не насыщенной по NaCl, может быть использовано для разведки и усовершенствования системы разработки залежей нефти в засоленных низкопроницаемых пластах.The phenomenon of the dissolution of catagenetic halite in a saline formation, which was pumped into it with water not saturated with NaCl, established in [5], can be used for exploration and improvement of the system for developing oil deposits in saline low-permeability formations.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта [6], содержащего твердую соль хлорида натрия (галита), который заключается в закачке в нее агента - пресной воды, причем сначала воду закачивают в объеме призабойной зоны, оставляют в состоянии покоя на время растворения соли, затем скважину пускают на самоизлив. При начальной низкой степени заполнения порового пространства солью закачку воды в призабойную зону ведут до содержания хлорида натрия в изливаемой воде не более 1%, а затем производят кислотную обработку призабойной зоны пласта. Излившуюся воду утилизируют путем подачи в водовод нагнетательной скважины.The closest in technical essence to the claimed invention is a method for treating the bottom-hole zone of an oil reservoir [6] containing a solid salt of sodium chloride (halite), which consists in pumping an agent in it - fresh water, and first the water is pumped into the volume of the bottom-hole zone, left in a state of rest at the time of dissolution of the salt, then the well is allowed to self-flow. At an initial low degree of filling the pore space with salt, water is injected into the bottomhole zone to a sodium chloride content of not more than 1% in the discharged water, and then an acid treatment of the bottomhole formation zone is performed. The spilled water is disposed of by feeding an injection well into the water conduit.
Недостатком данного способа является его целенаправленное воздействие только на призабойную зону нефтяного пласта вне зависимости от проницаемости всего пласта. Общеизвестно, что повышение проницаемости низкопроницаемого пласта в призабойной зоне добывающей скважины приводит лишь к кратковременному росту ее продуктивности. В способе не учитывается также наличие в пустотном пространстве нефтяного пласта других солей, например ангидрита, который во многих случаях встречается совместно с хлоридом натрия.The disadvantage of this method is its targeted effect only on the bottomhole zone of the oil reservoir, regardless of the permeability of the entire reservoir. It is well known that increasing the permeability of a low-permeable formation in the bottom-hole zone of a producing well leads only to a short-term increase in its productivity. The method also does not take into account the presence in the void space of the oil reservoir of other salts, for example anhydrite, which in many cases occurs together with sodium chloride.
Задачей заявляемого изобретения является увеличение проницаемости низкопроницаемого засоленного пласта на всей площади его распространения с целью разведки нефтяных залежей, повышения продуктивности добывающих скважин, увеличения охвата пласта воздействием, увеличения объема извлекаемых запасов нефти и ускорения темпов их освоения.The task of the invention is to increase the permeability of a low-permeability saline formation over the entire area of its distribution with the aim of exploring oil deposits, increasing the productivity of producing wells, increasing the coverage of the formation by exposure, increasing the volume of recoverable oil reserves and accelerating the rate of their development.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта, включающего твердую соль хлорида натрия (галит), заключающемся в растворении галита рабочим агентом - пресной или слабоминерализованной водой путем циклического воздействия на пласт, каждое из которых включает закачку рабочего агента в засоленный низкопроницаемый нефтяной пласт через скважину, закрытие скважины на время растворения галита, отбор жидкости из пласта через эту же скважину, согласно изобретению циклы воздействия на залежь повторяют до полного охвата засоленного пласта воздействием, вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти, при этом закачку пресной или слабоминерализованной воды в пласт ведут при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, а отбор жидкости из пласта производят при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанной перед этим в пласт пресной или слабоминерализованной воды.The problem is solved due to the fact that in the method of increasing the permeability of a saline low-permeability oil formation, including a solid salt of sodium chloride (halite), which consists in dissolving halite with a working agent - fresh or low-mineralized water by cyclic treatment of the formation, each of which includes the injection of a working agent into a saline low-permeability oil formation through a well, closing a well for the time of halite dissolution, fluid withdrawal from the formation through the same well, according to the invention The cycles of impact on the reservoir are repeated until the saline formation is completely covered by the impact, the oil deposits contained in it are opened and all recoverable oil reserves are developed, and fresh or weakly mineralized water is injected into the reservoir at the maximum possible bottomhole pressure until the well injectivity decreases by 2- 8 times compared with its value at the beginning of injection, and the selection of fluid from the formation is carried out at the lowest possible constant bottomhole pressure before extracting the surface of the fluid IOM least 1.1-1.5 volumes pumped before it in fresh or brackish water reservoir.
При этом скорость растворения галита и продолжительность этапа закрытия скважины могут определять расчетным путем по результатам модельных исследований керна.At the same time, the halite dissolution rate and the duration of the well closure stage can be determined by calculation based on the results of core core studies.
Кроме этого, в интервале перфорации скважины могут устанавливать низкочастотный гидродинамический пульсатор, а нагнетание пресной или слабоминерализованной воды в пласт могут вести в режиме низкочастотных пульсаций с частотой до 10 Гц для повышения ее проникающей способности в засоленный пласт и ускорения процесса растворения солей.In addition, in the interval of well perforation, a low-frequency hydrodynamic pulsator can be installed, and fresh or weakly mineralized water can be injected into the formation in the mode of low-frequency pulsations with a frequency of up to 10 Hz to increase its penetration into the saline formation and accelerate the process of salt dissolution.
Помимо этого, пресную или слабоминерализованную воду могут подкислять путем добавления в нее 1-5% соляной и уксусной кислот для повышения растворимости солей (кальцита, ангидрита и других карбонатно-сульфатных включений), содержащихся в засоленном нефтяном пласте.In addition, fresh or slightly mineralized water can be acidified by adding 1-5% hydrochloric and acetic acids to it to increase the solubility of salts (calcite, anhydrite and other carbonate-sulfate inclusions) contained in the saline oil reservoir.
В предлагаемом способе основное воздействие направлено на катагенетический галит и карбонатно-сульфатные включения, частично заполняющие каналы фильтрации, с целью их растворения и выноса из пласта, в результате чего повышается проницаемость пласта, причем после каждого цикла разработки размеры зоны повышенной проницаемости пласта увеличиваются. Кроме того, продвижение воды по пласту, согласно законам гидродинамики, будет происходить преимущественно по зонам и каналам повышенной проницаемости, включая, в том числе, вскрытие пород-коллекторов с изначально повышенными коллекторскими свойствами. Закачка воды в засоленный низкопроницаемый пласт, в отличие от соляно-кислотной обработки и гидроразрыва пласта, представляет собой управляемый процесс вскрытия и создания высокопроницаемых каналов фильтрации жидкости большой длины.In the proposed method, the main effect is directed to catagenetic halite and carbonate-sulfate inclusions, partially filling the filtration channels, in order to dissolve and remove them from the formation, as a result of which the permeability of the formation increases, and after each development cycle the dimensions of the zone of increased permeability of the formation increase. In addition, according to the laws of hydrodynamics, water will move along the reservoir mainly along zones and channels of increased permeability, including, but not limited to, the opening of reservoir rocks with initially enhanced reservoir properties. Injection of water into a saline low-permeability formation, in contrast to hydrochloric acid treatment and hydraulic fracturing, is a controlled process of opening and creating highly permeable channels for filtering large-length liquid.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
На площади распространения низкопроницаемого пласта определяют по меньшей мере одну низкодебитную по жидкости скважину, вскрывшую засоленный низкопроницаемый пласт.At least one low-fluid well bore, which reveals a saline low-permeability formation, is determined on the distribution area of the low-permeable formation.
Перед закачкой в пласт пресную или слабоминерализованную воду подкисляют путем добавления в нее 1-5% соляной и уксусной кислот для повышения растворимости кальцита, ангидрита и других карбонатно-сульфатных включений.Before injection into the formation, fresh or slightly mineralized water is acidified by adding 1-5% hydrochloric and acetic acids to it to increase the solubility of calcite, anhydrite and other carbonate-sulfate inclusions.
В интервале перфорации скважины устанавливают низкочастотный гидродинамический пульсатор.In the interval of perforation of the well, a low-frequency hydrodynamic pulsator is installed.
Нагнетание пресной или слабоминерализованной воды в пласт производят при максимально возможном постоянном забойном давлении в режиме низкочастотных пульсаций с частотой до 10 Гц для повышения ее проникающей способности в пласт и ускорения процесса растворения солей.Fresh or weakly mineralized water is injected into the formation at the maximum possible bottomhole pressure in the low-frequency pulsation mode with a frequency of up to 10 Hz to increase its penetrating ability into the formation and accelerate the process of salt dissolution.
Закачку воды в пласт ведут до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее начальной приемистостью. Исключение может составлять меньшая продолжительность закачки воды в 1-м цикле, после проведения которой необходимо убедиться в наличии галита в нефтяном пласте.Water is injected into the reservoir to reduce the injectivity of the well by 2-8 times compared with its initial injectivity. An exception may be a shorter duration of water injection in the 1st cycle, after which it is necessary to verify the presence of halite in the oil reservoir.
Скорость растворения галита и продолжительность этапа закрытия скважины определяют расчетным путем по результатам модельных исследований керна.The halite dissolution rate and the duration of the well closure stage are determined by calculation based on the results of core core studies.
Отбор жидкости из пласта производят при минимально возможном постоянном забойном давлении. Прекращают отбор, в зависимости от петрофизических свойств пласта и их изменения в результате закачки воды и растворения галита, кальцита и ангидрита, после извлечения на поверхность не менее 1,1-1,5 объемов закачанной перед этим в пласт пресной или слабоминерализованной воды.The selection of fluid from the reservoir is carried out at the lowest possible constant bottomhole pressure. Stop selection, depending on the petrophysical properties of the formation and their changes as a result of water injection and dissolution of halite, calcite and anhydrite, after extraction of at least 1.1-1.5 volumes of fresh or low-mineralized water pumped into the formation before it is removed.
На этапе отбора жидкости при отсутствии в ее составе нефти по результатам исследований химического состава извлекаемой жидкости определяют наличие в ней пластовой воды, включая гидрогеохимические показатели нефтеносности, и по их количественным значениям оценивают гидрогеологические условия формирования, сохранения и разрушения залежи нефти в зоне влияния скважины, после чего делают вывод о наличии в пласте залежей нефти и заключение о целесообразности продолжения разведочных работ с целью их обнаружения.At the stage of fluid selection in the absence of oil, the presence of produced water in it, including hydrogeochemical indicators of oil content, is determined by the results of studies of the chemical composition of the extracted fluid, and the hydrogeological conditions for the formation, preservation and destruction of the oil deposit in the zone of influence of the well are estimated by their quantitative values what they conclude about the presence of oil deposits in the reservoir and the conclusion about the advisability of continuing exploration in order to detect them.
После этого переходят ко второму циклу, включающему этапы закачки воды в пласт, закрытия скважины и отбора жидкости из пласта.After that, they proceed to the second cycle, which includes the steps of pumping water into the reservoir, closing the well and taking fluid from the reservoir.
В зависимости от состава жидкости, извлеченной на поверхность в первом цикле работы скважины, на втором и последующих циклах предлагаемый способ применяют для разработки обнаруженной (открытой) залежи нефти или для разведки новых залежей нефти в зоне влияния скважины.Depending on the composition of the fluid extracted to the surface in the first cycle of the well, in the second and subsequent cycles, the proposed method is used to develop a discovered (open) oil reservoir or to explore new oil reservoirs in the well influence zone.
Если в составе отбираемой жидкости нефть отсутствует, то на втором и последующих циклах продолжают разведку залежи до тех пор, пока не будет установлена гидродинамическая связь скважины с залежью нефти или с водоносной областью.If there is no oil in the sampled fluid, then in the second and subsequent cycles, the exploration of the reservoir is continued until a hydrodynamic connection between the well and the oil reservoir or with the aquifer is established.
Если на очередном этапе отбора жидкости из пласта получают приток пластовой воды, то разведочные работы в районе исследуемой скважины прекращают.If at the next stage of fluid withdrawal from the reservoir an inflow of produced water is obtained, then exploration in the area of the investigated well is stopped.
Если на очередном этапе отбора жидкости из пласта получают приток нефти, то продолжают разработку залежи по предлагаемому способу до тех пор, пока будет иметь место рентабельность разработки.If at the next stage of fluid selection from the reservoir an oil flow is obtained, then the development of the reservoir by the proposed method is continued until the development is profitable.
Заявляемое изобретение поясняется таблицей, в которой приведены основные результаты моделирования разработки залежи нефти по базовому варианту и предложенному способу повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого пласта.The invention is illustrated in the table, which shows the main results of modeling the development of oil deposits in the base case and the proposed method for increasing the permeability of saline low-permeability formation.
Результаты моделирования получены на тестовой гидродинамической модели, параметры которой взяли по аналогии с межсолевой залежью нефти Славаньского месторождения РУП «ПО «Белоруснефть».The simulation results were obtained on a test hydrodynamic model, the parameters of which were taken by analogy with the inter-salt oil deposit of the Slavansky field of RUE PO Belorusneft.
Моделируемая область в плане имеет размеры 1020×1020 м. На модели она аппроксимирована квадратной сеткой с шагом 20 м (всего по 51 расчетному блоку по осям X и Y). Продуктивный пласт толщиной 9,9 м реализован на модели в виде трех расчетных слоев одинаковой толщины. Открытая пористость пласта - 5%, его начальная проницаемость - 0,003 мкм2, начальная нефтенасыщенность коллектора - 85,0%, водонасыщенность - 15,0%. Плотность нефти в стандартных условиях - 853 кг/м3. Нефтяная залежь вскрыта на всю толщину одной скважиной на расстоянии 210 м от западной и северной границ моделируемой области. Водонефтяной контакт не установлен. Все внешние границы залежи непроницаемы.The simulated area in the plan has dimensions of 1020 × 1020 m. On the model, it is approximated by a square grid with a step of 20 m (a total of 51 calculation blocks along the X and Y axes). A productive layer with a thickness of 9.9 m is implemented on the model in the form of three settlement layers of the same thickness. The open porosity of the formation is 5%, its initial permeability is 0.003 μm 2 , the initial oil saturation of the reservoir is 85.0%, and water saturation is 15.0%. The density of oil under standard conditions is 853 kg / m 3 . The oil reservoir was opened to the full thickness by one well at a distance of 210 m from the western and northern borders of the simulated area. Oil-water contact not installed. All external boundaries of the reservoir are impermeable.
Гидродинамическая модель реализована на базе лицензионного программного комплекса «Eclipse 100» компании «Schlumberger Information Solutions». Моделируемый период разработки составляет 15 лет и ограничен условными датами с 1.01.12 г. до 1.01.27 г. Модельные показатели разработки представлены в таблице.The hydrodynamic model is implemented on the basis of the Schlumberger Information Solutions licensed Eclipse 100 software package. The simulated development period is 15 years and is limited by conditional dates from 01/01/12 to 01/01/27. Model development indicators are presented in the table.
В базовом варианте добывающая скважина моделируется в течение всего расчетного времени (180 месяцев) как внутренняя граница I рода с постоянным забойным давлением, которое на 10,0 МПа ниже начального пластового давления в залежи. Проницаемость пласта в течение всего периода разработки залежи остается постоянной. При заданных начальных и граничных условиях дебит добывающей скважины снижается с 6,61 м3/сут в начале разработки до 0,07 м3/сут на конечную дату эксплуатации. За весь период разработки накопленная добыча нефти составляет 6101 м3 (последний столбец таблицы). В последней строке таблицы приведены данные базового варианта по накопленному объему добытой нефти на конец первого, второго и третьего циклов, что дает возможность сравнивать результаты по накопленной добыче нефти на конец каждого цикла по предложенному способу с базовым вариантом.In the basic version, the production well is modeled during the entire estimated time (180 months) as an internal boundary of the first kind with a constant bottomhole pressure, which is 10.0 MPa lower than the initial reservoir pressure in the reservoir. The permeability of the reservoir throughout the entire period of development of the reservoir remains constant. Under the given initial and boundary conditions, the production rate of the production well decreases from 6.61 m 3 / day at the beginning of development to 0.07 m 3 / day at the end date of operation. Over the entire development period, the cumulative oil production is 6101 m 3 (the last column of the table). The last row of the table shows the data of the base case for the accumulated volume of oil produced at the end of the first, second and third cycles, which makes it possible to compare the results of the cumulative oil production at the end of each cycle according to the proposed method with the base case.
Для повышения продуктивности скважины за счет повышения проницаемости пласта согласно изобретению в нее производят закачку пресной или слабоминерализованной воды с 1.01.12 г. по 1.01.13 г. с постоянным забойным давлением, на 10,0 МПа превышающем начальное пластовое давление в залежи (цикл 1, этап 1 - закачка воды в пласт). Рост проницаемости пласта за счет растворения галита водой, закачиваемой в пласт, на тестовой модели имитировался увеличением коэффициента проницаемости пласта на первом и последующих циклах разработки залежи в соответствии с фронтом продвижения воды по пласту. В ячейках модели, обводненность которых достигала 70% и более после закачки воды, проницаемость увеличивалась в 2 раза. Этап остановки скважины для растворения галита в пресной воде (цикл 1, этап 2) на гидродинамической модели не воспроизводился. Тестовые расчеты показали, что принятые упрощения не влияют на общие результаты.To increase the productivity of the well by increasing the permeability of the formation according to the invention, fresh or weakly mineralized water is pumped into it from 01.01.12 to 01.01.13 with constant bottomhole pressure 10.0 MPa higher than the initial reservoir pressure in the reservoir (cycle 1 , stage 1 - injection of water into the reservoir). The growth of the permeability of the reservoir due to the dissolution of halite by the water injected into the reservoir was simulated in the test model by an increase in the permeability coefficient of the reservoir in the first and subsequent development cycles of the reservoir in accordance with the front of the water advancement in the reservoir. In the model cells, the water cut of which reached 70% or more after water injection, the permeability increased by 2 times. The stage of stopping the well for dissolving halite in fresh water (cycle 1, stage 2) was not reproduced in the hydrodynamic model. Test calculations showed that the adopted simplifications do not affect the overall results.
Этап отбора жидкости из пласта рассчитан на модели при постоянном забойном давлении, которое на 10,0 МПа меньше начального пластового давления в залежи. Продолжительность этапа извлечения жидкости, завершающего первый цикл разработки (цикл 1, этап 3), составляет 24 месяца (с 1.01.13 по 1.01.15).The stage of fluid withdrawal from the reservoir is calculated on the model at a constant bottomhole pressure, which is 10.0 MPa less than the initial reservoir pressure in the reservoir. The duration of the liquid extraction stage, completing the first development cycle (cycle 1, stage 3), is 24 months (from 1.01.13 to 1.01.15).
Моделирование второго и третьего циклов повышения проницаемости пласта и разработки залежи (закачка пресной воды в пласт и последующий отбор жидкости) осуществили по описанной выше схеме.Modeling of the second and third cycles of increasing the permeability of the formation and development of the reservoir (fresh water injection into the formation and subsequent selection of fluid) was carried out according to the scheme described above.
Сравнение полученных результатов моделирования с базовым вариантом свидетельствует об эффективности предлагаемого способа при его применении для разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта.A comparison of the obtained simulation results with the base case indicates the effectiveness of the proposed method when it is used to develop a saline low-permeability oil reservoir.
Источники информацииInformation sources
1. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири: Учебное пособие. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 166 с.1. Ilyina G.F., Altunina L.K. Oil recovery enhancement methods and technologies for reservoirs in Western Siberia: a Training manual. - Tomsk: TPU Publishing House, 2006 .-- 166 p.
2. Самойлов М.В., Бынков С.Л., Антонов М.С., Халикова В.Э. Опыт математического моделирования выработки запасов нефти линзовидных залежей // Нефтепромысловое дело, 2012. - №11. - С.76-81.2. Samoilov M.V., Bynkov S.L., Antonov M.S., Halikova V.E. The experience of mathematical modeling of oil production of lenticular deposits // Oilfield business, 2012. - No. 11. - S.76-81.
3. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с.3. Surguchev M.L. Secondary and tertiary methods of enhanced oil recovery. - M .: Nedra, 1985 .-- 308 p.
4. Махнач А.А. Катагенез и подземные воды. - Минск: Наука и техника, 1989. - 335 с.4. Makhnach A.A. Catagenesis and groundwater. - Minsk: Science and Technology, 1989 .-- 335 p.
5. Муляк В.В. и др. Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. / В.В.Муляк, В.Д. Порошин, Ю.П.Гаттенбергер, Л.А.Абукова, О.И.Леухина. - М.: ГЕОС, 2007. - 245 с.5. Mulyak VV and others. Hydrochemical methods of analysis and control of the development of oil and gas fields. / V.V. Mulyak, V.D. Poroshin, Yu.P. Gattenberger, L.A. Abukova, O.I. Leukhina. - M .: GEOS, 2007 .-- 245 p.
6. RU 2139987 C1, МПК E21B 43/00, E21B 43/22, опубл. 20.10.1999 г.6. RU 2139987 C1, IPC E21B 43/00, E21B 43/22, publ. 10/20/1999
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013126327/03A RU2538549C1 (en) | 2013-06-07 | 2013-06-07 | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013126327/03A RU2538549C1 (en) | 2013-06-07 | 2013-06-07 | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013126327A RU2013126327A (en) | 2014-12-20 |
| RU2538549C1 true RU2538549C1 (en) | 2015-01-10 |
Family
ID=53278098
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013126327/03A RU2538549C1 (en) | 2013-06-07 | 2013-06-07 | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2538549C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA030026B1 (en) * | 2015-11-23 | 2018-06-29 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for development of a saline low-permeable oil formation |
| RU2774964C1 (en) * | 2021-11-25 | 2022-06-24 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Production formation bottomhole zone treatment method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2139987C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2204703C2 (en) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type |
| RU2205270C2 (en) * | 2001-08-16 | 2003-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of acid treatment of formation |
| RU2304703C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector |
| RU2322578C2 (en) * | 2006-05-26 | 2008-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Method for dynamic bottomhole zone treatment in high-temperature low-permeable reservoirs |
| RU2336413C1 (en) * | 2007-09-03 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| WO2012071156A1 (en) * | 2010-11-24 | 2012-05-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery in low permeability reservoirs |
-
2013
- 2013-06-07 RU RU2013126327/03A patent/RU2538549C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2139987C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2204703C2 (en) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type |
| RU2205270C2 (en) * | 2001-08-16 | 2003-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of acid treatment of formation |
| RU2322578C2 (en) * | 2006-05-26 | 2008-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Method for dynamic bottomhole zone treatment in high-temperature low-permeable reservoirs |
| RU2304703C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector |
| RU2336413C1 (en) * | 2007-09-03 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| WO2012071156A1 (en) * | 2010-11-24 | 2012-05-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery in low permeability reservoirs |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA030026B1 (en) * | 2015-11-23 | 2018-06-29 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for development of a saline low-permeable oil formation |
| RU2774964C1 (en) * | 2021-11-25 | 2022-06-24 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Production formation bottomhole zone treatment method |
| RU2777004C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-08-01 | Федеральное автономное учреждение "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФАУ "ЗапСибНИИГГ" | Method for intensification of hydrocarbon inflows from clay-containing complex oil-producing rocks |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013126327A (en) | 2014-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| King | 60 Years of Multi-Fractured Vertical, Deviated and Horizontal Wells: What Have We Learned? | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US10066471B2 (en) | Method for enhancing hydrocarbon recovery from tight formations | |
| EA035525B1 (en) | Hydrocarbon recovery process | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2630519C1 (en) | Method for well construction in complicated conditions | |
| Parshall | Barnett Shale showcases tight-gas development | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| NO345678B1 (en) | Controlled placement of deposits in reservoirs | |
| RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2538549C1 (en) | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation | |
| RU2290493C1 (en) | Method for extracting multi-bed oil deposit | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| Shah et al. | Comparative assessment of mechanical and chemical fluid diversion techniques during hydraulic fracturing in horizontal wells | |
| Jordan et al. | Effective management of scaling from and within carbonate oil reservoirs, North Sea Basin | |
| RU2425960C1 (en) | Development method of bottom-hole zone | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2657052C1 (en) | Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) | |
| RU2282712C2 (en) | Well killing method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200608 |