RU2594402C1 - Method for subsequent flooding of stratified reservoir - Google Patents
Method for subsequent flooding of stratified reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2594402C1 RU2594402C1 RU2015136664/03A RU2015136664A RU2594402C1 RU 2594402 C1 RU2594402 C1 RU 2594402C1 RU 2015136664/03 A RU2015136664/03 A RU 2015136664/03A RU 2015136664 A RU2015136664 A RU 2015136664A RU 2594402 C1 RU2594402 C1 RU 2594402C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- water
- reservoir
- pumped
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторов с различной степенью выработанности.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heterogeneous layered oil reservoirs with varying degrees of depletion.
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 aeruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества от 1:2,5 до 1:4 соответственно (патент РФ №2060373, кл. Е21В 43/22, 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 KSAS is used as a surfactant - the vital product of bacteria of the genus Pseudomonas aeruginosa S-7 with a mass ratio of polyacrylamide and biological surfactant from 1: 2.5 to 1: 4, respectively (RF patent No. 2060373, CL ЕВВ 43/22, publ. 05.20.1996).
Известный способ не обеспечивает достаточной фильтрации закачиваемого агента в коллектор, что приводит к низкой эффективности воздействия на обводненную часть пласта и соответственно невысоким значениям нефтеотдачи. Кроме того, разработка неоднородных коллекторов известным способом также характеризуется низкой эффективностью.The known method does not provide sufficient filtration of the injected agent into the reservoir, which leads to low impact on the flooded part of the reservoir and, accordingly, low oil recovery values. In addition, the development of heterogeneous reservoirs in a known manner is also characterized by low efficiency.
Наиболее близким к предложенному 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. Е21В 43/22, опубл. 10.10.2005 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing flooded oil fields, which involves injecting an acrylic series polymer into a reservoir fluid and a biologically active substance 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 EV 43/22, 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 и малоэффективен в слоистых неоднородных коллекторах.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 and is ineffective in layered heterogeneous reservoirs.
В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторов.The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery coefficient in the development of heterogeneous layered oil reservoirs.
Задача решается тем, что в способе последовательного заводнения слоистого коллектора, включающем разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, обработку коллектора нефтевытесняющими составами через добывающие скважины, пуск в работу скважин после закачки нефтевытесняющих составов, согласно изобретению определяют посредствам лабораторных керновых исследований остаточную нефтенасыщенность каждого n пропластка Sorn при вытеснении водой, применяемой для заводнения, после разработки коллектора заводнением и превышении обводненности добывающей скважины более чем на 90% проводят геофизические исследования, по которым определяют текущую нефтенасыщенность пропластков, в пропластки, в которых текущая нефтенасыщенность составляет (1…1,2)·Sorn, закачивают оторочку нефти с данного пласта, которую продавливают водой с меньшей минерализацией, чем минерализация закачиваемой воды, причем во время закачки нефти остальные пропластки изолируют пакерами, а ближайшие нагнетательные скважины останавливают, соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды в каждом пропластке задают от 1:10 до 1:100, объем Vn закачиваемой оторочки нефти в n-й пропласток рассчитывают по формулеThe problem is solved in that in a method for successively flooding a layered reservoir, including developing a reservoir by producing and injection wells, producing products from producing wells and pumping a working agent into injection wells, treating the reservoir with oil-displacing compositions through production wells, putting wells into operation after injecting oil-displacing compositions According to the invention, the residual oil saturation of each n layer S orn is determined by means of laboratory core tests. and water used for water flooding, after reservoir development by flooding and exceeding the water cut of the producing well by more than 90%, geophysical surveys are carried out, which determine the current oil saturation of the interlayers into interlayers in which the current oil saturation is (1 ... 1,2) · S orn , the rim of oil is pumped from this reservoir, which is pressed through with water with lower salinity than the salinity of the injected water, and during the injection of oil, the remaining layers are isolated by packers, and the next The wells are stopped, the ratio of the volume of injected oil to the volume of water being pumped in each layer is set from 1:10 to 1: 100, the volume V n of the injected rim of oil in the n-th layer is calculated by the formula
где L - расстояние от добывающей скважины, в которую закачивают оторочку нефти до ближайшей нагнетательной скважины, м,where L is the distance from the producing well into which the rim of oil is pumped to the nearest injection well, m,
hn - средняя толщина n-го пропластка, м,h n - the average thickness of the n-th layer, m,
mn - средняя пористость n-го пропластка, д.ед.,m n - the average porosity of the n-th layer, d.ed.,
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу неоднородных нефтяных слоистых коллекторов, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, существенное влияние оказывает равномерная и полная выработка запасов нефти каждого пропластка. Ввиду различной проницаемости пропластков одни вырабатываются быстрее других, что приводит к быстрому обводнению скважины. При этом после отключения обводнившихся пропластков они перестают участвовать в разработке и характеризуются низкой нефтеотдачей. Для того чтобы ее повысить, закачивают в данные пропластки нефтевытесняющие составы, такие как поверхностно-активные вещества, вещества на основе биологических компонентов и пр., продавливаемых или переносимых в нефти. Это позволяет снизить 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 молекулярного взаимодействия с поверхностью породы. Существующие технические решения не в полной мере позволяют достигать значительной нефтеотдачи за счет закачки различных композиций. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторов. Задача решается следующим образом.The oil recovery of heterogeneous oil stratified reservoirs developed by production and injection wells is significantly affected by the uniform and complete production of oil reserves of each layer. Due to the different permeability of the interlayers, some are produced faster than others, which leads to rapid watering of the well. At the same time, after shutting off waterlogged layers, they cease to participate in development and are characterized by low oil recovery. In order to increase it, oil-displacing compositions, such as surfactants, substances based on biological components, etc., pressed or transported in oil, are pumped into these interlayers. This allows you to reduce the residual oil saturation, however, laboratory studies show that the oil itself, without adding any compounds, can also significantly reduce the 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 molecular interaction with the surface of the rock. Existing technical solutions do not fully allow achieving significant oil recovery due to the injection of various compositions. The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery coefficient in the development of heterogeneous layered oil reservoirs. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка слоистого нефтяного коллектора с размещением скважин. Обозначения: 1, 2, 3 - нефтенасыщенные пропластки, 4 - добывающая скважина, 5 - нагнетательная скважина, 6 - неколлектор, 7 - фронт вытеснения с наибольшей скоростью продвижения, 8 - фронт вытеснения с наименьшей скоростью продвижения, 9 - пакер, k1, k2, k3 - проницаемости пропластков 1, 2, 3 соответственно.In FIG. 1 is a schematic illustration of a section of a layered oil reservoir with well placement. Designations: 1, 2, 3 — oil-saturated interlayers, 4 — production well, 5 — injection well, 6 — non-reservoir, 7 — displacement front with the highest advancement speed, 8 — displacement front with the lowest advancement velocity, 9 — packer, k 1 , k 2 , k 3 - permeability of the interlayers 1, 2, 3, respectively.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Нефтяной коллектор, представленный n-ым количеством пропластков, например тремя - 1, 2, 3, разрабатывается добывающими 4 и нагнетательными 5 скважинами (фиг. 1). Рассмотрим вариант, когда разработка ведется двумя скважинами - добывающей 4 и нагнетательной 5. Пропластки 1, 2, 3 разделены неколлектором 6. Разрабатывают коллектор заводнением.The oil reservoir, represented by the nth number of layers, for example, three - 1, 2, 3, is developed by producing 4 and injection 5 wells (Fig. 1). Consider the option when the development is carried out by two wells - production 4 and injection 5. Interlayers 1, 2, 3 are separated by a non-reservoir 6. A reservoir is developed by water flooding.
Определяют посредствам лабораторных керновых исследований на керновом материале данных скважин 4 и 5 остаточную нефтенасыщенность каждого n-го пропластка Sorn при вытеснении водой, применяемой для заводнения.The residual oil saturation of each nth S orn interlayer is determined by laboratory core studies on the core material of these wells 4 and 5 during displacement by water used for flooding.
Ввиду неоднородности коллектора фронт вытеснения от нагнетательных скважин 5 к добывающим скважинам 4 движется неравномерно по пропласткам 1, 2, 3. Так, например, если проницаемость k2 пропластка 2 больше проницаемости k1 пропластка 1, то скорость продвижения фронта вытеснения 7 в пропластке 2 выше, чем скорость фронта 8 в пропластке 1. При превышении обводненности добывающей скважины более чем на 90% проводят геофизические исследования, по которым определяют текущую нефтенасыщенность Sn пропластков 1, 2, 3. Очевидно, что в результате разработки данная нефтенасыщенность окажется меньше начальной. В пропластки (например, 2), в которых текущая нефтенасыщенность составляет (1…1,2)·Sorn, закачивают оторочку нефти с данного пласта.Due to the heterogeneity of the collector, the displacement front from injection wells 5 to production wells 4 moves unevenly across the interlayers 1, 2, 3. So, for example, if the permeability k 2 of the interlayer 2 is greater than the permeability of k 1 the interlayer 1, then the speed of advancement of the displacement front 7 in the interlayer 2 is higher than the velocity of the front seams 8 1. When excess water cut production well more than 90% is carried out geophysical surveys, which determine the current oil saturation S n interlayers 1, 2, 3. it is obvious that as a result of development and Naya is less than the initial oil saturation. In the interlayers (for example, 2), in which the current oil saturation is (1 ... 1,2) · S orn , the rim of oil from this layer is pumped.
Лабораторные исследования показали, что при обводненности добывающей скважины 4 менее чем на 90% применение способа практически не повышает нефтеотдачу ввиду того, что нефть даже в более промытых пропластках еще способна согласно фазовым проницаемостям, к фильтрации за счет депрессии. По этой же причине в пропластки, в которых текущая нефтенасыщенность составляет более 1,2·Sorn, закачка оторочки нефти нецелесообразна.Laboratory studies have shown that when the water well of production well 4 is less than 90%, the application of the method practically does not increase oil recovery due to the fact that oil, even in more washed interlayers, is still capable, according to phase permeabilities, of filtering due to depression. For the same reason, in interlayers in which the current oil saturation is more than 1.2 · S orn , the injection of an oil rim is impractical.
Объем Vn закачиваемой оторочки нефти в n-й пропласток рассчитывают по формуле:The volume V n of the injected rim of oil in the n-th layer is calculated by the formula:
где L - расстояние от добывающей скважины 4, в которую закачивают оторочку нефти до ближайшей нагнетательной скважины 5, м,where L is the distance from the producing well 4, into which the rim of oil is pumped to the nearest injection well 5, m,
hn - средняя толщина n-го пропластка, м,h n - the average thickness of the n-th layer, m,
mn - средняя пористость n-го пропластка, д.ед.,m n - the average porosity of the n-th layer, d.ed.,
Оторочку нефти продавливают водой с меньшей минерализацией, чем минерализация закачиваемой воды. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды в каждом пропластке задают от 1:10 до 1:100. 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 5.The rim of the oil is forced through with water with a lower salinity than the salinity of the injected water. The ratio of the volume of injected oil to the volume of forced water in each layer is set from 1:10 to 1: 100. The speed of oil and water injection (flow rate) is not an essential point, however, it should not exceed the maximum throttle response, and is set no more than that which is carried out in neighboring injection wells 5.
Коэффициент 1…100 в формуле (1) 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 также зональной 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 пропласток. Таким образом, закачиваемый объем воды не будет оказывать эффекта.The coefficient 1 ... 100 in the formula (1) 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 zonal heterogeneity, the squeezed rim of the oil will not have a strictly flat radial or rectilinear parallel shape, water will break through highly permeable sections and will not allow the rim of the oil to go deep into the interlayers. Thus, the injected volume of water will not have an effect.
Меньшая минерализация закачиваемой воды согласно лабораторным экспериментам оказывает для терригенных коллекторов существенное влияние на страгивание, миграцию и блокирование поровых каналов мелкодисперсными глинистыми частицами при их присутствии в породе. В результате выравнивается фронт вытеснения по пропласткам. Для карбонатных коллекторов низкоминерализованная вода частично снижает остаточную нефтенасыщенность коллектора.The lower salinity of the injected water, according to laboratory experiments, for terrigenous reservoirs has a significant effect on the straining, migration, and blocking of pore channels by fine clay particles when they are present in the rock. As a result, the displacement front is aligned over the interlayers. For carbonate reservoirs, low salinity water partially reduces the residual oil saturation of the reservoir.
Во время закачки нефти остальные пропластки изолируют пакерами 9, а ближайшую нагнетательныую скважину 5 останавливают во избежание влияния на процесс закачки нефти. После закачки оторочки нефти и продавки ее водой скважины 4 и 5 пускают в работу.During oil injection, the remaining interlayers are isolated by packers 9, and the nearest injection well 5 is stopped in order to avoid influence on the oil injection process. After pumping the rims of oil and selling it with water, wells 4 and 5 are put into operation.
Аналогичные операции осуществляют на остальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.Similar operations are carried out on the remaining wells of the reservoir. Development is carried out until a complete economically viable development of the reservoir.
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторовThe result of the implementation of this method is to increase the oil recovery coefficient in the development of heterogeneous layered oil reservoirs
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. Участок слоистого терригенного нефтяного коллектора, представленный нефтенасыщенными пропластками 1, 2, 3, разделенными неколлектором 6, и залегающий на глубине 1620 м, разрабатывается добывающей 4 и нагнетательной 5 вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами L=300 м. Абсолютная проницаемость пропластков 1, 2, 3 составляет k1=100 мД, k2=300 мД, k3=200 мД соответственно, средняя толщина пропластков 1, 2, 3 соответственно h1=2 м, h2=4 м, h3=3 м, средняя пористость соответственно m1=0,18 д.ед., m2=0,2 д.ед., m1=0,19 д.ед. Общая минерализация сточной воды - 250 г/л. Приемистость нагнетательной скважины - 50 м3/сут.Example 1. A section of a layered terrigenous oil reservoir, represented by oil-saturated interlayers 1, 2, 3, separated by a non-reservoir 6, and lying at a depth of 1620 m, is developed by producing 4 and injection 5 vertical wells with a distance between wells of L = 300 m. Absolute permeability of the layers 1 , 2, 3 is k 1 = 100 mD, k 2 = 300 mD, k 3 = 200 mD, respectively, the average thickness of the layers 1, 2, 3, respectively, h 1 = 2 m, h 2 = 4 m, h 3 = 3 m , the average porosity, respectively, m 1 = 0.18 units, m 2 = 0.2 units, m 1 = 0.19 units The total salinity of wastewater is 250 g / l. The injectivity of the injection well is 50 m 3 / day.
Разрабатывают коллектор заводнением сточной водой. Определяют посредствам лабораторных керновых исследований на керновом материале данных скважин 4, 5 остаточную нефтенасыщенность каждого пропластка 1, 2, 3 при вытеснении сточной водой: Sor1=0,25 д.ед., Sor2=0,30 д.ед., Sor3=0,28 д.ед.A collector is developed by wastewater flooding. Determine by means of laboratory core studies on the core material of these wells 4, 5 the residual oil saturation of each layer 1, 2, 3 when displaced by waste water: S or1 = 0.25 unit units, S or2 = 0.30 unit units, S or3 = 0.28 units
Ввиду неоднородности коллектора фронт вытеснения от нагнетательной скважины 5 к добывающей скважине 4 движется неравномерно, наиболее быстро обводняется пропласток 2. При обводненности добывающей скважины 4 более 90,1% добывающую скважину останавливают, проводят геофизические исследования, по которым определяют текущую нефтенасыщенность пропластков: S1=0,47 д.ед., S2=0,30 д.ед., S3=0,40 д.ед.Due to the heterogeneity of the reservoir, the displacement front from injection well 5 to production well 4 moves unevenly, interlayers 2 are most rapidly flooded. When water content of production well 4 is more than 90.1%, the production well is stopped, and geophysical studies are carried out to determine the current oil saturation of the interlayers: S 1 = 0.47 units, S 2 = 0.30 units, S 3 = 0.40 units
Таким образом, для 2-го пропластка S2=1·Sor2=1·0,30=0,30 д.ед. В данный пропласток 2 закачивают оторочку нефти с рассматриваемого коллектора в объеме 
Оторочку нефти продавливают пресной водой, минерализация которой составляет 1 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 остановленной на время проведения операций скважине 5, а также изолированными пакерами 9 пропластками 1 и 3.The oil rim is pressed through with fresh water, the mineralization of which is 1 g / l in a volume equal to 10 volumes of the oil rim, i.e. 22.6 · 10 = 226 m 3 . Oil rim is pumped in and water is pumped with well 5 stopped for the duration of operations, as well as with isolated packers 9 of interlayers 1 and 3.
Закачку нефти и воды в добывающую скважину 4 осуществляют с расходом 50 м3/сут. После закачки нефти и воды скважины 4 и 5 и все пропластки 1, 2, 3 коллектора пускают в работу.Oil and water are pumped into the producing well 4 with a flow rate of 50 m 3 / day. After injecting oil and water, wells 4 and 5 and all layers 1, 2, 3 of the reservoir are put into operation.
Аналогичные операции осуществляют на остальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.Similar operations are carried out on the remaining wells of the reservoir. Development is carried out until a complete economically viable development of the reservoir.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Коллектор имеет другие характеристики и является карбонатным. Приемистость нагнетательной скважины - 150 м3/сут. Объемом закачки нефти осуществляют последовательно в пропластки 1 и 2 ввиду того, что их текущие нефтенасыщенности S1=1,2 Sor1 и S3=1,1·Sor3. Объем закачиваемой нефти 1-го пропластка составляет 
В результате разработки рассмотренного участка коллектора, состоящего из двух скважин 4 и 5, за время, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 122,4 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) был достигнут 0,510 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 108,7 тыс. т нефти, КИН составил 0,453 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,057 д.ед.As a result of the development of the considered section of the reservoir, consisting of two wells 4 and 5, during the time that was limited by watering the production wells to 98%, 122.4 thousand tons of oil was produced, the oil recovery coefficient (CIN) was reached 0.510 units. According to the prototype, ceteris paribus, 108.7 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.453 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.057 units.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи коллектора.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery of the reservoir.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторов.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the oil recovery coefficient in the development of heterogeneous layered oil reservoirs.
Claims (1)
где L - расстояние от добывающей скважины, в которую закачивают
оторочку нефти, до ближайшей нагнетательной скважины, м;
hn - средняя толщина n-го пропластка, м;
mn - средняя пористость n-го пропластка, д. ед.;
π=3,14 д. ед. A method for sequentially flooding a layered reservoir, including developing a reservoir by producing and injection wells, producing products from producing wells and injecting a working agent into injection wells, treating the reservoir with oil-displacing compositions through production wells, putting wells into operation after injecting oil-displacing compositions, characterized in that they are determined by means laboratory studies residual oil saturation of core n each seam S orn by displacing water applied to s floods, after the development of flooding the reservoir and the excess water cut production well more than 90% is carried out geophysical surveys, which determine the oil saturation current interlayers in interlayers, in which the current oil saturation is (1 ... 1,2) · S orn, oil is pumped from the fringe this layer, which is pressed through with water with lower salinity than the salinity of the injected water, and during oil injection, the remaining layers are isolated by packers, and the nearest injection wells are stopped They say that the ratio of the volume of injected oil to the volume of water being squeezed in each layer is set from 1:10 to 1: 100, the volume V n of the injected oil rim in the nth layer is calculated by the formula
where L is the distance from the producing well into which they are pumped
oil rim to the nearest injection well, m;
h n is the average thickness of the n-th layer, m;
m n - the average porosity of the n-th layer, d.
π = 3.14 d.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015136664/03A RU2594402C1 (en) | 2015-08-28 | 2015-08-28 | Method for subsequent flooding of stratified reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015136664/03A RU2594402C1 (en) | 2015-08-28 | 2015-08-28 | Method for subsequent flooding of stratified reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2594402C1 true RU2594402C1 (en) | 2016-08-20 |
Family
ID=56697124
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015136664/03A RU2594402C1 (en) | 2015-08-28 | 2015-08-28 | Method for subsequent flooding of stratified reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2594402C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107918918A (en) * | 2016-10-10 | 2018-04-17 | 中国石油化工股份有限公司 | Based on discharge opeing phenomenon method of the rock core side wall fluid than correcting oil saturation |
| CN108343426A (en) * | 2018-03-08 | 2018-07-31 | 西南石油大学 | A kind of fracture-pore reservoir oil well output moisture content analogy method |
| CN109424354A (en) * | 2017-08-29 | 2019-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | The calculation method and system of bottom water reservoir single well-controlled water oil volume ratio |
| CN111155990A (en) * | 2020-02-12 | 2020-05-15 | 西南石油大学 | Experimental device for evaluating influence of interlayer and injection-production point on recovery ratio of thick-layer oil reservoir |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| RU2258135C1 (en) * | 2004-03-24 | 2005-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof |
| 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 |
| RU2309248C1 (en) * | 2006-04-25 | 2007-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
| RU2375557C1 (en) * | 2008-07-18 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
| RU2398958C1 (en) * | 2009-04-17 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions) |
| RU2528183C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Method of oil pool development |
-
2015
- 2015-08-28 RU RU2015136664/03A patent/RU2594402C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| 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 |
| RU2258135C1 (en) * | 2004-03-24 | 2005-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof |
| RU2309248C1 (en) * | 2006-04-25 | 2007-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
| RU2375557C1 (en) * | 2008-07-18 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
| RU2398958C1 (en) * | 2009-04-17 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions) |
| RU2528183C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Method of oil pool development |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107918918A (en) * | 2016-10-10 | 2018-04-17 | 中国石油化工股份有限公司 | Based on discharge opeing phenomenon method of the rock core side wall fluid than correcting oil saturation |
| CN107918918B (en) * | 2016-10-10 | 2021-12-14 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for correcting oil saturation degree by using oil-liquid ratio of side wall of rock core based on liquid drainage phenomenon |
| CN109424354A (en) * | 2017-08-29 | 2019-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | The calculation method and system of bottom water reservoir single well-controlled water oil volume ratio |
| CN108343426A (en) * | 2018-03-08 | 2018-07-31 | 西南石油大学 | A kind of fracture-pore reservoir oil well output moisture content analogy method |
| CN108343426B (en) * | 2018-03-08 | 2021-05-18 | 西南石油大学 | Simulation method for water content output of fracture-cavity type oil reservoir oil well |
| CN111155990A (en) * | 2020-02-12 | 2020-05-15 | 西南石油大学 | Experimental device for evaluating influence of interlayer and injection-production point on recovery ratio of thick-layer oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2594402C1 (en) | Method for subsequent flooding of stratified reservoir | |
| US20170051595A1 (en) | Method of microbially assisted water alternating gas injection as a means of enhanced oil recovery by supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
| RU2528183C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2547868C1 (en) | Method of development of oil pool with argilliferous reservoir | |
| RU2616010C1 (en) | Recovery method of zone-heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralized water flooding | |
| RU2612059C1 (en) | Recovery method of layered heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralised water flooding | |
| RU2588236C1 (en) | Method for recovery of oil from mined-out areas | |
| RU2313665C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| Soek et al. | Plans for chemical Enhanced Oil Recovery in a North Oman carbonate field | |
| RU2536895C1 (en) | Development of oil deposit by multihole horizontal wells | |
| RU2139419C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of operation | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| RU2334086C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2206727C1 (en) | Method of development of nonuniform zone oil deposit | |
| RU2581854C1 (en) | Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration | |
| RU2597595C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2121060C1 (en) | Method for development of oil pool | |
| RU2250989C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2576066C1 (en) | Method to increase uniformity recovery of oil reserves | |
| RU2258135C1 (en) | Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof | |
| RU2199654C2 (en) | Process of development of flooded inhomogeneous oil pool versions) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190829 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20211124 |