RU2588236C1 - Method for recovery of oil from mined-out areas - Google Patents
Method for recovery of oil from mined-out areas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2588236C1 RU2588236C1 RU2015110608/03A RU2015110608A RU2588236C1 RU 2588236 C1 RU2588236 C1 RU 2588236C1 RU 2015110608/03 A RU2015110608/03 A RU 2015110608/03A RU 2015110608 A RU2015110608 A RU 2015110608A RU 2588236 C1 RU2588236 C1 RU 2588236C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- water
- volume
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 30
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 229940088623 Biologically Active Substance Drugs 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000589516 Pseudomonas Species 0.000 description 1
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 235000013379 molasses Nutrition 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating Effects 0.000 description 1
- -1 respectively Substances 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil reservoirs with a high degree of development.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину. В известном способе в качестве поверхностно-активного вещества используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества от 1:2,5 до 1:4 соответственно (патент РФ № 2060373, кл. Е21В43/22, опубл. 20.05.1996). A known method of developing an oil field, including the injection into the reservoir of an aqueous solution of polyacrylamide and a surfactant through an injection well and oil production through a producing well. In the known method, the biological surfactant KSHAS is used as a surfactant, the product of the vital activity of bacteria of the genus Pseudomonas acruginosa S-7 with a mass ratio of polyacrylamide and biological surfactant from 1: 2.5 to 1: 4, respectively (RF patent No. 2060373, class Е21В43 / 22, publ. 05.20.1996).
Известный способ не обеспечивает достаточной фильтрации закачиваемого агента в пласт, что приводит к низкой эффективности воздействия на обводненную часть пласта и соответственно невысоким значениям нефтеотдачи.The known method does not provide sufficient filtration of the injected agent into the formation, which leads to low impact on the flooded part of the formation and, accordingly, low oil recovery values.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки обводненных нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества через нагнетательную скважину, последующее нагнетание вытесняющего агента. Согласно изобретению закачку полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества осуществляют последовательно с дополнительной закачкой до и после закачки полимера акрилового ряда в жидкости-носителе нефти, причем в качестве жидкости-носителя используют углеводородную жидкость, а в качестве биологически активного вещества - водный раствор смеси мелассы и дрожжей, а перед закачкой вытесняющего агента проводят технологическую выдержку (патент РФ № 2261989, кл. Е21В43/22, опубл. 10.10.2005 - прототип).Closest to the invention, the technical essence is a method for developing waterlogged oil fields, which involves injecting an acrylic series polymer in a carrier fluid and a biologically active substance into the formation through an injection well, followed by injection of a displacing agent. According to the invention, the polymer of the acrylic series in the carrier fluid and the biologically active substance are injected sequentially with additional injection before and after the polymer of the acrylic series in the oil carrier, and the hydrocarbon fluid is used as the carrier fluid, and water is used as the biologically active substance a solution of a mixture of molasses and yeast, and before the injection of the displacing agent carry out technological exposure (RF patent No. 2261989, CL E21B43 / 22, publ. 10.10.2005 - prototype).
Недостатком способа является невысокая эффективность воздействия, несмотря на большие проникающие способности закачиваемой композиции, соответственно нефтеотдача остается низкой. Кроме того, способ имеет достаточно сложные технические и технологические процессы.The disadvantage of this method is the low effectiveness of the impact, despite the large penetrating ability of the injected composition, respectively, oil recovery remains low. In addition, the method has a fairly complex technical and technological processes.
В изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.The invention solves the problem of increasing the oil recovery coefficient in the development of oil reservoirs with a high degree of depletion.
Задача решается тем, что в способе доизвлечения нефти из выработанных зон пласта, включающем разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, проведение на скважинах операций по закачке композиций для повышения нефтеизвлечения с последующим вытеснением рабочим агентом, согласно изобретению определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%, на данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти с данного пласта, которую продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой, после чего скважины пускают в добычу, соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100, закачку нефти и продавку водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым, расход подбирают такой же либо менее, как расход воды в ближайшие нагнетательные скважины, объем V закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по формулеThe problem is solved in that in a method for oil recovery from developed zones of the formation, including development of a reservoir by production and injection wells, production of products from production wells and pumping of a working agent into injection wells, operations at the wells to pump compositions to increase oil recovery followed by displacement by the working agent , according to the invention, sections of the reservoir are determined where the accumulated oil recovery from the initial recoverable reserves exceeds 80%, in these areas one or more of existing wells, the rim of oil is pumped from this reservoir, which is pressed with water with a total mineralization of at least 50% of the reservoir, after which the wells are put into production, the ratio of the volume of pumped oil to the volume of pumped water is from 1:10 to 1: 100, oil injection and water is sold at the nearest wells stopped at the time of the operation, located at a distance of 500 m or less to the considered ones, the flow rate is selected the same or less than the flow rate of water to the nearest injection wells, volume V injected torochki oil per well is calculated according to the formula
V=(1...100)·10-4·π·L2·h·m, м3,V = (1 ... 100) · 10 -4 · π · L 2 · h · m, m 3 ,
где L - среднее расстояние между скважинами участка пласта, м;where L is the average distance between the wells of the reservoir, m;
h - средняя толщина участка пласта, м;h is the average thickness of the reservoir, m;
m - средняя пористость участка пласта, д.ед.;m is the average porosity of the reservoir area, d.ed .;
π=3,14.π = 3.14.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу нефтяных пластов с высокой степенью выработанности, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, существенное влияние оказывает наиболее полный доотмыв нефти из пор. Закачка составов, таких как полимеры, поверхностно-активные вещества и пр., в т.ч. на основе биологических компонентов, продавливаемых или переносимых в нефти, безусловно снижают остаточную нефтенасыщенность. Однако лабораторные исследования показывают, что сама нефть без добавления каких-либо составов способна также значительно снижать остаточную нефтенасыщенность после ее прокачки даже в небольших количествах через уже заводненные образцы породы. Поэтому в способе, представленном в качестве прототипа, получаемый эффект может быть оценен ошибочно, т.к. большая часть прироста нефтеотдачи происходит от действия нефти на уровне ионных обменов с поверхностью породы. Существующие технические решения не в полной мере позволяют достигать значительной нефтеотдачи за счет закачки различных композиций. В изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Задача решается следующим образом.The recovery of oil reservoirs with a high degree of development developed by producing and injection wells is significantly affected by the most complete oil washing from the pores. Injection of formulations such as polymers, surfactants, etc., including based on biological components that are squeezed or transported in oil, they certainly reduce residual oil saturation. However, laboratory studies show that the oil itself, without adding any formulations, can also significantly reduce residual oil saturation after pumping it even in small quantities through already flooded rock samples. Therefore, in the method presented as a prototype, the resulting effect can be estimated erroneously, because most of the increase in oil recovery comes from the action of oil at the level of ion exchanges with the rock surface. Existing technical solutions do not fully allow achieving significant oil recovery due to the injection of various compositions. The invention solves the problem of increasing the oil recovery coefficient in the development of oil reservoirs with a high degree of depletion. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Нефтяной пласт разрабатывается добывающими и нагнетательными скважинами. Ввиду неоднородности коллектора, фронт вытеснения от нагнетательных скважин к добывающим движется неравномерно. Одни участки пласта вырабатываются быстрее других. Определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. В качестве начальных извлекаемых запасов берут те, что числятся на государственном балансе. Для этого на основе адаптированной гидродинамической модели строят карту распределения остаточных геологических запасов нефти Qост, на основе которой пересчитывают и строят карту распределения выработанности W запасов. Пересчет значений W осуществляют для каждой ячейки модели по формуле The oil reservoir is developed by producing and injection wells. Due to the heterogeneity of the reservoir, the front of displacement from injection wells to production moves unevenly. Some sections of the reservoir are developed faster than others. The sections of the reservoir are determined where the accumulated oil recovery from the initial recoverable reserves exceeds 80%. As the initial recoverable reserves take those that are listed on the state balance sheet. For this, on the basis of the adapted hydrodynamic model, a map of the distribution of residual geological oil reserves Q ost is built , based on which the distribution map of the depletion of W reserves is recounted and built. Recalculation of W values is carried out for each cell of the model according to the formula
W=(Qгеол-Qост)·100/Qизвл, %, (1)W = (Q geol -Q ost ) · 100 / Q extract ,%, (1)
где Qгеол - начальные геологические запасы нефти ячейки, м3;wherein Q Geol - initial geological oil cell, m3;
Qизвл - начальные извлекаемые запасы нефти ячейки, м3.Q extracted - the initial recoverable oil reserves of the cell, m 3 .
На выбранных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти с данного пласта. Объем V закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по формуле:At selected sites, a rim of oil is pumped from one formation into one or more production wells. The volume V of the injected rim of oil in one well is calculated by the formula:
V=(1...100)·10-4·π·L2·h·m, м3, (2)V = (1 ... 100) · 10 -4 · π · L 2 · h · m, m 3 , (2)
где L - среднее расстояние между скважинами участка пласта, м;where L is the average distance between the wells of the reservoir, m;
h - средняя толщина участка пласта, м;h is the average thickness of the reservoir, m;
m - средняя пористость участка пласта, д.ед.m - the average porosity of the reservoir, d.ed.
Оторочку нефти продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от минерализации пластовой воды. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды должно составлять от 1:10 до 1:100. Закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших соседних скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к тем, в которые осуществляют закачку оторочки нефти.The rim of the oil is pressed through with water with a total salinity of at least 50% of the salinity of the produced water. The ratio of the volume of injected oil to the volume of water being pumped should be from 1:10 to 1: 100. Oil rim is pumped in and water is pumped with it when the nearest neighboring wells are stopped for the duration of operations, located at a distance of 500 m or less to those to which the oil rim is pumped.
Скорость закачки нефти и воды (расход) не является существенным моментом, однако не должна превышать максимальную приемистость и задается не более той, что осуществляется в соседние нагнетательные скважины. The speed of oil and water injection (flow rate) is not an essential point, however, it should not exceed the maximum throttle response and should not be set to that which is carried out in neighboring injection wells.
Коэффициент 1...100 в формуле (2) выбран согласно исследованиям. Так, если коэффициент равен 1, то объем нефтяной оторочки слишком мал и не оказывает влияния на прирост нефтеотдачи. Однако большие объемы закачки нефти, т.е. с коэффициентом более 100, несмотря на прирост добычи нефти снижают экономическую эффективность способа, т.к. получаемой дополнительной нефти недостаточно для покрытия расходов на проведение операций. Аналогично выбраны значения соотношения объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды. При закачке воды в объеме менее 10 объемов нефти охват пласта оторочкой нефти незначителен, что не приводит к повышению нефтеотдачи. При больших объемах продавливаемой воды - более 100 объемов нефти, последующий необходимый отбор воды снижает экономическую эффективность способа. Из-за наличия неоднородности продавливаемая оторочка нефти не будет иметь строго плоско-радиальную или прямолинейно-параллельную форму, вода прорвется через высокопроницаемые участки и не позволит оторочке нефти уйти глубоко в пласт. Таким образом, закачиваемый объем воды не будет оказывать никакого эффекта.The coefficient 1 ... 100 in the formula (2) is selected according to research. So, if the coefficient is 1, then the volume of the oil rim is too small and does not affect the increase in oil recovery. However, large volumes of oil injection, i.e. with a coefficient of more than 100, despite the increase in oil production, they reduce the economic efficiency of the method, because the additional oil received is not enough to cover the costs of operations. Similarly, the values of the ratio of the volume of injected oil to the volume of pumped water were selected. When water is injected in a volume of less than 10 volumes of oil, the coverage of the formation with an oil rim is insignificant, which does not lead to an increase in oil recovery. With large volumes of water being squeezed - more than 100 volumes of oil, the subsequent necessary selection of water reduces the economic efficiency of the method. Due to the presence of heterogeneity, the squeezed rim of the oil will not have a strictly flat radial or rectilinear-parallel shape, the water will break through highly permeable sections and will not allow the rim of the oil to go deep into the reservoir. Thus, the injected volume of water will not have any effect.
Исследования также показали, что на расстояниях менее 500 м работающие скважины оказывают влияние на проведение операций по предлагаемому способу за счет интерференции, что снижает эффективность способа.Studies have also shown that at distances of less than 500 m, operating wells affect the operation of the proposed method due to interference, which reduces the efficiency of the method.
Низкая минерализация закачиваемой воды (менее 50% от пластовой) согласно лабораторным экспериментам оказывает существенное влияние на страгивание, миграцию и блокированию поровых каналов мелкодисперсными глинистыми частицами, при их присутствии в породе. В результате в промытых зонах снижается проницаемость, тогда как предлагаемый способ как раз и направлен на доизвлечение остаточных запасов в том числе и из таких зон. Также лабораторные исследования показали, что если отобрано из образца породы менее 80% извлекаемых запасов нефти, то применение способа практически не повышает нефтеотдачу ввиду того, что нефть еще способна согласно фазовым проницаемостям к фильтрации за счет депрессии.According to laboratory experiments, the low salinity of the injected water (less than 50% of the formation water) has a significant effect on the straining, migration and blocking of pore channels by fine clay particles, when present in the rock. As a result, the permeability decreases in the washed areas, while the proposed method is precisely aimed at additional recovery of residual reserves, including from such zones. Laboratory studies have also shown that if less than 80% of recoverable oil reserves are taken from a rock sample, the application of the method practically does not increase oil recovery due to the fact that oil is still capable, according to phase permeabilities, of filtering due to depression.
После закачки оторочки нефти и продавки ее водой скважины (как те, на которых осуществляют способ, так и те, которые были остановлены во избежание влияния на процесс закачки) пускают в работу. After pumping the rims of oil and pushing it with water, wells (both those on which the method is carried out and those that were stopped in order to avoid influence on the injection process) are put into operation.
Аналогичные операции осуществляют на остальных участках пласта по достижении 80% выработанности.Similar operations are carried out in the remaining sections of the reservoir upon reaching 80% depletion.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.Development is carried out until a complete economically viable development of the reservoir.
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.The result of the implementation of this method is to increase the oil recovery coefficient in the development of oil reservoirs with a high degree of depletion.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. Нефтяной пласт, коллектор которой представлен терригенным поровым типом, залегающий на глубине 1600 м, разрабатывается 50 добывающими и 25 нагнетательными вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами L=300 м. После 30 лет разработки строят геолого-гидродинамическую 3Д модель. На основе адаптированной по каждой скважине гидродинамической модели строят карту распределения остаточных запасов Qост, на основе которой пересчитывают и строят карту распределения выработанности запасов по формуле (1). Example 1. An oil reservoir, the reservoir of which is represented by a terrigenous pore type, which lies at a depth of 1600 m, is developed by 50 producing and 25 injection vertical wells with a distance between wells of L = 300 m. After 30 years of development, a 3D geological and hydrodynamic model is built. On the basis of the hydrodynamic model adapted for each well, a map of the distribution of residual reserves Q ost is constructed, based on which the map of the distribution of depleted reserves is recalculated and constructed according to formula (1).
Определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. Под данный критерий попадает один участок, состоящий из трех добывающих и одной нагнетательной скважин. Участок представлен чисто нефтяной зоной, средняя толщина пласта составляет h=4 м, пористость m=0,2 д.ед. Общая минерализация пластовой воды - 250 г/л. Приемистость нагнетательной скважины - 50 м3/сут. Отобрано с данных скважин 126 тыс. т. нефти, выработанность составляет 81%, текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) - 0,369 д.ед. Выработанность определяют, зная, что по балансу запасов КИН в целом по пласту составляет 0,457 д.ед. (определялся при расчете системы разработки с заводнением, т.е. без применения способа по прототипу). Соответственно, если начальные геологические запасы нефти участка 341 тыс. т, то начальные извлекаемые запасы нефти участка - 156 тыс. т. The sections of the reservoir are determined where the accumulated oil recovery from the initial recoverable reserves exceeds 80%. One criterion falls under this criterion, consisting of three producing and one injection wells. The site is represented by a purely oil zone, the average thickness of the reservoir is h = 4 m, porosity m = 0.2 unit units The total mineralization of produced water is 250 g / l. The injectivity of the injection well is 50 m 3 / day. 126 thousand tons of oil were selected from these wells, oil production is 81%, and the current oil recovery coefficient (CIN) is 0.369 units. The productivity is determined, knowing that according to the balance of reserves of oil recovery factor as a whole for the reservoir is 0.457 units (It was determined when calculating the development system with water flooding, i.e., without applying the prototype method). Accordingly, if the initial geological oil reserves of the site are 341 thousand tons, then the initial recoverable oil reserves of the site are 156 thousand tons.
Одна из добывающих скважин на выбранном участке расположена в пониженной в структурном плане части. В данную скважину закачивают оторочку нефти с данного пласта в объеме One of the production wells in the selected area is located in the structurally reduced part. A rim of oil is pumped into a given well from a given reservoir in volume
V=1·10-4·π·L2·h·m=1·10-4·3,14·3002·4·0,2=22,6 м3.V = 1 · 10 -4 · π · L 2 · h · m = 1 · 10 -4 · 3.14 · 300 2 · 4 · 0.2 = 22.6 m 3 .
Оторочку нефти продавливают сточной водой, минерализация которой составляет 200 г/л в объеме, равном 10 объемам оторочки нефти, т.е. 22,6·10=226 м3. Закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших соседних скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемой. Под данный критерий попадают все оставшиеся три скважины участка (две добывающие и одна нагнетательная). Закачку нефти и воды осуществляют с расходом 50 м3/сут. После закачки нефти и воды данные скважины участка пускают в работу. The rim of the oil is pressed through with wastewater, the mineralization of which is 200 g / l in a volume equal to 10 volumes of the rim of the oil, i.e. 22.6 · 10 = 226 m 3 . Oil rims are pumped in and water is pumped in when the nearest neighboring wells are stopped at the time of the operation, located at a distance of 500 m or less to the considered one. Under this criterion, all the remaining three wells of the site (two production and one injection) fall. Oil and water are pumped at a flow rate of 50 m 3 / day. After the injection of oil and water, these wells of the section are put into operation.
Аналогичные операции осуществляют на остальных участках пласта по достижении 80% выработанности.Similar operations are carried out in the remaining sections of the reservoir upon reaching 80% depletion.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.Development is carried out until a complete economically viable development of the reservoir.
В результате разработки рассмотренного участка пласта, состоящего из четырех скважин, за время, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 178 тыс.т нефти, КИН был достигнут больший, чем утверждённый - 0,523 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 164 тыс. т нефти, КИН составил 0,482 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,041 д.ед.As a result of the development of the considered section of the reservoir, consisting of four wells, during the time that was limited by watering the producing wells to 98%, 178 thousand tons of oil was produced, the oil recovery factor was greater than the approved - 0.523 units. According to the prototype, ceteris paribus 164 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.482 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.041 units
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет другие характеристики. Выработанность двух участков составляет 80% и 93% соответственно. Приемистость нагнетательных скважин - 200 м3/сут. На одном участке закачивают оторочку нефти одновременно в две скважины, на втором - в три. Объемом закачки нефти в одну скважину первого участка составляет Example 2. Perform as example 1. The collector has other characteristics. The productivity of the two sites is 80% and 93%, respectively. The injectivity of injection wells is 200 m 3 / day. In one section, a rim of oil is pumped simultaneously into two wells, in the second - in three. The volume of oil injected into one well of the first section is
V1=100·10-4·π·L2·h·m=100·10-4·3,14·3002·4·0,2=2260 м3, V 1 = 100 · 10 -4 · π · L 2 · h · m = 100 · 10 -4 · 3.14 · 300 2 · 4 · 0.2 = 2260 m 3 ,
второго участка second section
V2=50·10-4·π·L2·h·m=100·10-4·3,14·3002·4·0,2=1130 м3. V 2 = 50 · 10 -4 · π · L 2 · h · m = 100 · 10 -4 · 3.14 · 300 2 · 4 · 0.2 = 1130 m 3 .
Оторочку нефти продавливают сточной водой, минерализация которой составляет 250 г/л в объеме, равном 100 объемам оторочки нефти. Закачку нефти и воды осуществляют с расходом 200 м3/сут.The oil rim is pressed through with sewage, the mineralization of which is 250 g / l in a volume equal to 100 volumes of the oil rim. Oil and water are pumped at a flow rate of 200 m 3 / day.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the oil recovery coefficient in the development of oil reservoirs with a high degree of depletion.
Claims (1)
Способ доизвлечения нефти из выработанных зон пласта, включающий разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, проведение на скважинах операций по закачке композиций для повышения нефтеизвлечения с последующим вытеснением рабочим агентом, отличающийся тем, что определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%, на данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти данного пласта, которую продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой, после чего скважины пускают в добычу, соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100, закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым, расход воды подбирают такой же либо менее, как расход воды в ближайшие нагнетательные скважины, объем V закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по формуле
V=(1...100)·10-4·π·L2·h·m, м3,
где L - среднее расстояние между скважинами участка пласта, м;
h - средняя толщина участка пласта, м;
m - средняя пористость участка пласта, д.ед.;
π =3,14.
A method for oil recovery from developed zones of a formation, including development of a deposit by production and injection wells, production of products from production wells and injection of a working agent into injection wells, operations at the wells to pump compositions to increase oil recovery, followed by displacement by the working agent, characterized in that it is determined areas of the reservoir where the accumulated oil recovery from the initial recoverable reserves exceeds 80%, in these areas I upload to one or more production wells t is the rim of the oil of this formation, which is pressed through with water with a total salinity of at least 50% of the formation, after which the wells are put into production, the ratio of the volume of pumped oil to the volume of pumped water is from 1:10 to 1: 100, injection of the rim of oil and its sale water is carried out at the closest wells stopped at the time of the operation, located at a distance of 500 m or less to the considered ones, the water flow rate is selected the same or less than the water flow rate to the nearest injection wells, volume V of the injected rim ty in one well is calculated by the formula
V = (1 ... 100) · 10 -4 · π · L 2 · h · m, m 3 ,
where L is the average distance between the wells of the reservoir, m;
h is the average thickness of the reservoir, m;
m is the average porosity of the reservoir area, d.ed .;
π = 3.14.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2588236C1 true RU2588236C1 (en) | 2016-06-27 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3792731A (en) * | 1972-05-08 | 1974-02-19 | Texaco Inc | Secondary recovery process using surfactant mixtures |
| RU2127358C1 (en) * | 1996-10-03 | 1999-03-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method for development of oil deposit by flooding |
| RU2134342C1 (en) * | 1997-03-05 | 1999-08-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of additionally displacing residual oil |
| RU2168617C2 (en) * | 1997-03-24 | 2001-06-10 | ОАО Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing oil deposit |
| RU2255213C1 (en) * | 2004-03-15 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Нефтегазодобывающее управление "Чекмагушнефть" (ООО НГДУ "Чекмагушнефть") | Method for extraction of non-homogenous water-clogged oil bed |
| RU2261989C1 (en) * | 2004-03-23 | 2005-10-10 | Открытое Акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method for water-bearing oil deposit development |
| RU2494237C1 (en) * | 2012-10-17 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit by water-flooding |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3792731A (en) * | 1972-05-08 | 1974-02-19 | Texaco Inc | Secondary recovery process using surfactant mixtures |
| RU2127358C1 (en) * | 1996-10-03 | 1999-03-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method for development of oil deposit by flooding |
| RU2134342C1 (en) * | 1997-03-05 | 1999-08-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of additionally displacing residual oil |
| RU2168617C2 (en) * | 1997-03-24 | 2001-06-10 | ОАО Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing oil deposit |
| RU2255213C1 (en) * | 2004-03-15 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Нефтегазодобывающее управление "Чекмагушнефть" (ООО НГДУ "Чекмагушнефть") | Method for extraction of non-homogenous water-clogged oil bed |
| RU2261989C1 (en) * | 2004-03-23 | 2005-10-10 | Открытое Акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method for water-bearing oil deposit development |
| RU2494237C1 (en) * | 2012-10-17 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil deposit by water-flooding |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2594402C1 (en) | Method for subsequent flooding of stratified reservoir | |
| RU2528183C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2588236C1 (en) | Method for recovery of oil from mined-out areas | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2313665C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2334086C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2498056C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2612059C1 (en) | Recovery method of layered heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralised water flooding | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2211317C1 (en) | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs | |
| RU2139419C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of operation | |
| RU2206727C1 (en) | Method of development of nonuniform zone oil deposit | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2536895C1 (en) | Development of oil deposit by multihole horizontal wells | |
| RU2084620C1 (en) | Method for development of multiple-bed oil pool | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2228427C1 (en) | Method for isolation of trouble zone in a well | |
| RU2576066C1 (en) | Method to increase uniformity recovery of oil reserves | |
| RU2079641C1 (en) | Method of waterflooding oil formation | |
| RU2164593C1 (en) | Process of exploitation of oil pool | |
| RU2182653C1 (en) | Process of development of oil field | |
| RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2208139C1 (en) | Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations |