RU2606740C1 - Method of development of oil fringe and under-gaz zone of complex deposits - Google Patents
Method of development of oil fringe and under-gaz zone of complex deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2606740C1 RU2606740C1 RU2015155176A RU2015155176A RU2606740C1 RU 2606740 C1 RU2606740 C1 RU 2606740C1 RU 2015155176 A RU2015155176 A RU 2015155176A RU 2015155176 A RU2015155176 A RU 2015155176A RU 2606740 C1 RU2606740 C1 RU 2606740C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- condensate
- wells
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой (газоконденсатной) шапки или без такового.The invention relates to the field of the oil and gas industry, and in particular to the problem of increasing the efficiency of developing oil rims and sub-gas zones of gas-oil, oil-gas and oil-gas condensate deposits, with or without a previous period of gas production from a gas (gas-condensate) cap.
Известен способ разработки нефтяной оторочки краевого типа [RU 2442882 С1, МПК Е21В 43/20 (2006.01), опубл. 2012], осуществляемый на основе горизонтальных водонагнетательных и нефтедобывающих скважин с организацией барьерных рядов заводнения и поддержанием равновесия пластового давления на водонефтяном и газонефтяном контактах.A known method of developing an oil rim of the regional type [RU 2442882 C1, IPC ЕВВ 43/20 (2006.01), publ. 2012], carried out on the basis of horizontal water injection and oil producing wells with the organization of waterflood barrier rows and maintaining the equilibrium of reservoir pressure at the oil-water and gas-oil contacts.
К недостаткам известного способа можно отнести, то, что для поддержания локального равновесия и минимизации образования конусов газа в подгазовой зоне и нефтяных оторочках необходимо бурение значительного числа барьерных скважин, что нецелесообразно с экономических позиций, а в случае прорыва газа в добывающую скважину и ее эксплуатации с высоким газовым фактором, либо при одновременной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки, при помощи закачки воды невозможно поддерживать давление и предотвратить перемещение нефтяной оторочки в газовую шапку, так как подвижность воды существенно меньше подвижности газа и добытый объем пластового флюида невозможно компенсировать закачкой воды.The disadvantages of this method can be attributed to the fact that to maintain local equilibrium and minimize the formation of gas cones in the sub-gas zone and oil rims, it is necessary to drill a significant number of barrier wells, which is impractical from an economic point of view, and in case of gas breakthrough into the production well and its operation with high gas factor, or while developing an oil rim and a gas cap, it is impossible to maintain pressure and prevent the oil rim from moving with the help of water injection in the gas cap, as the mobility of the water considerably less than that of gas and the volume extracted formation fluid can not be compensated by pumping water.
Известен способ разработки газоконденсатного месторождения с большим этажом газоносности с применением сайклинг-процесса [RU 2434123 С1, МПК Е21В 43/16, (2006.01), опубл. 2011]. Согласно изобретению процесс предполагает вскрытие присводовой части газовой залежи нагнетательными скважинами, вскрытие нижней части газовой залежи добывающими скважинами, осуществление сайклинг-процесса путем закачки сухого газа через нагнетательные скважины с одновременным отбором газоконденсатной смеси добывающими скважинами, а после завершения сайклинг-процесса вскрытие нагнетательными скважинами нижней части газовой залежи с последующим отбором газоконденсатной смеси.A known method of developing a gas condensate field with a large gas content floor using a cycling process [RU 2434123 C1, IPC ЕВВ 43/16, (2006.01), publ. 2011]. According to the invention, the process involves opening the near-water part of the gas deposit by injection wells, opening the lower part of the gas deposit by producing wells, performing a cycling process by injecting dry gas through the injection wells while sampling the gas condensate mixture by producing wells, and after completion of the cycling process, opening the lower part by injection wells gas deposits with the subsequent selection of the gas condensate mixture.
Однако известный способ предназначен к реализации в газоконденсатных залежах без нефтяной оторочки (подгазовой зоны) и направлен на повышение коэффициента извлечения конденсата из свободного газа, но не на повышение коэффициента извлечения нефти из оторочки (подгазовой зоны), и применим только для газовых месторождений, обладающих большой продуктивной мощностью, где играют значительную роль гравитационные сегрегационные процессы.However, the known method is intended to be implemented in gas condensate deposits without an oil rim (sub-gas zone) and is aimed at increasing the coefficient of condensate extraction from free gas, but not at increasing the oil extraction coefficient from the rim (sub-gas zone), and is applicable only for gas fields having a large productive capacity, where gravitational segregation processes play a significant role.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтегазовых залежей [RU 2127801 С1, МПК 6 Е21В 43/00, опубл. 1999], основанный на поддержании пластового давления в нефтяной оторочке путем заводнения газонасыщенной зоны и закачки газа в водонасыщенную часть разреза пласта около водонефтяного контакта (ВНК).Closest to the proposed method is a method of developing oil and gas deposits [RU 2127801 C1, IPC 6 Е21В 43/00, publ. 1999], based on maintaining the reservoir pressure in the oil rim by flooding the gas-saturated zone and injecting gas into the water-saturated part of the section of the reservoir near the oil-water contact (WOC).
К недостаткам известного способа можно отнести то, что закачка газа, осуществляемая в водоносную часть залежи, не обеспечивает режим испарения нефти в газ, что снижает коэффициент извлечения как нефти, так и конденсата, а кроме того, реализация способа требует большого количества нагнетательных скважин, половина из которых проходит через водонасыщенную зону пласта, что делает невозможным их использование при добыче и снижает маневренность фонда. Закачиваемый под ВНК «сухой» газ насыщается парами воды, и при прорыве в добывающие скважины создает проблемы с эксплуатацией оборудования, связанные с гидратообразованием и коррозией.The disadvantages of this method include the fact that the gas injection carried out in the aquifer of the reservoir does not provide a mode of evaporation of oil into gas, which reduces the recovery rate of both oil and condensate, and in addition, the implementation of the method requires a large number of injection wells, half of which passes through the water-saturated zone of the reservoir, which makes it impossible to use them in production and reduces the maneuverability of the fund. The “dry” gas injected under the OWC is saturated with water vapor, and when it breaks into production wells, it creates problems with the operation of the equipment associated with hydrate formation and corrosion.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, обеспечивающего технологическую эффективность разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон нефтегазоконденсатных, нефтегазовых или газонефтяных залежей посредством эксплуатации горизонтальными или вертикальными скважинами при одновременной и/или предшествующей добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки путем отбора газа с содержащимися в нем конденсатом и испаренной нефтью.The problem to which the claimed technical solution is directed is to develop a method that ensures technological efficiency in the development of oil rims and sub-gas zones of oil and gas condensate, oil and gas or gas and oil deposits by exploiting horizontal or vertical wells with simultaneous and / or prior gas production from a gas (gas condensate) cap by gas extraction with condensate and vaporized oil contained therein.
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности извлечения продукции скважин (пластовых флюидов).When implementing the claimed technical solution, the task is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the efficiency of extraction of well products (formation fluids).
Указанный технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяной оторочки подгазовой зоны сложно построенных залежей, отбор газа, нефти и конденсата, заключается в следующей последовательности действий: отбирают пробы нефти и/или газа, определяют компонентный состав отобранных проб и значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ, затем для рассматриваемой залежи создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта, на основе которой осуществляют размещение добывающих и газонагнетательных скважин с определением проводки в зависимости от водонефтяного контакта и газонефтяного контакта. Нефтяную оторочку между уровнями водонефтяного и газонефтяного контактов разбуривают нагнетательными скважинами, в которые закачивают сухой газ, причем нагнетание сухого газа осуществляют с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента, а газонасыщенную зону выше уровня газонефтяного контакта разбуривают добывающими скважинами, через которые добывают испаренную нефть совместно с газом и конденсатом.The specified technical result is achieved by the fact that the method of developing the oil rim of the sub-gas zone of complex deposits, the extraction of gas, oil and condensate, consists in the following sequence of actions: oil and / or gas samples are taken, the component composition of the samples taken and the critical pressure value at which oil is vaporized into gas, then for the reservoir under consideration a three-dimensional geological and multicomponent filtration model of the reservoir is created, on the basis of which the location of production and gas injection wells with the definition of wiring depending on the oil-water contact and gas-oil contact. The oil rim between the levels of water-oil and gas-oil contacts is drilled by injection wells into which dry gas is pumped, and the dry gas is injected with bottomhole pressure exceeding the critical pressure of oil evaporation, determined by the results of the experiment, and the gas-saturated zone above the level of gas-oil contact is drilled by production wells, through which produce vaporized oil together with gas and condensate.
Причинно-следственная связь между существенными признаками решения и заявляемым техническим результатом следующая.The causal relationship between the essential features of the decision and the claimed technical result is as follows.
Закачку газа в газонагнетательную скважину осуществляют непосредственно в нефтяную оторочку, и давление закачки превышает критическое, при котором происходит испарение изначально жидкой нефти из нефтяной оторочки (подгазовой зоны). Заявляемый способ обеспечивает как поддержание пластового давления, так и испарение нефти из нефтяной оторочки (подгазовой зоны) в сухой газ, с последующим отбором ее газодобывающими скважинами совместно с газовым конденсатом, что позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи.Gas is injected into the gas injection well directly into the oil rim, and the injection pressure exceeds the critical pressure at which the initially liquid oil evaporates from the oil rim (sub-gas zone). The inventive method provides both the maintenance of reservoir pressure and the evaporation of oil from the oil rim (sub-gas zone) into dry gas, followed by its selection by gas producing wells together with gas condensate, which allows to increase the oil recovery coefficient.
Способ поясняется иллюстративным материалом, где показано: а) - вид пласта в разрезе, б) - вид пласта в плане, где цифрами обозначено: 1 - кровля коллектора; 2 - газонефтяной контакт (ГНК); 3 - подошва коллектора; 4 - водонефтяной контакт (ВНК); 5 - добывающая скважина; 6 - газо-нагнетательная скважина; 7 - нефтяная оторочка; 8 - газонасыщенная зона (газовая шапка).The method is illustrated by illustrative material, where it is shown: a) is a sectional view of the formation, b) is a plan view of the formation, where the numbers indicate: 1 - collector roof; 2 - gas-oil contact (GOC); 3 - a sole of a collector; 4 - oil-water contact (WOC); 5 - production well; 6 - gas injection well; 7 - oil rim; 8 - gas saturated zone (gas cap).
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Для нефтегазоконденсатной, газонефтяной или нефтегазовой залежи отбирают пробы нефти и/или газа, проводят эксперимент на хроматографе по определению компонентного состава пластовых флюидов и эксперимент по испарению пластовой нефти в сухой газ, постепенно поднимая давление, добавлением в ячейку, заполненную нефтью при пластовых давлениях и температуре, сухого газа. При этом осуществляется контроль за компонентным составом газовой и жидкой фазы в ячейке. Результатом эксперимента является значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ и зависимость содержания испаренной нефти в газе от давления.For oil and gas condensate, gas and oil or oil and gas deposits, oil and / or gas samples are taken, an experiment is carried out on a chromatograph to determine the component composition of formation fluids and an experiment to evaporate formation oil into dry gas, gradually raising pressure, adding to the cell filled with oil at reservoir pressure and temperature dry gas. In this case, the component composition of the gas and liquid phases in the cell is monitored. The result of the experiment is the critical pressure value at which the evaporation of oil into gas occurs and the dependence of the vaporized oil content in the gas on pressure.
Затем для рассматриваемой залежи (с вовлеченными или планируемыми к освоению запасами газа газовой шапки) создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта. Выполняют адаптацию фильтрационной модели пласта по фактическим данным эксплуатации скважин и результатам контроля за процессом разработки залежи.Then, for the reservoir under consideration (with the gas cap of the gas cap involved or planned for development), a three-dimensional geological and multicomponent filtration model of the reservoir is created. Adaptation of the reservoir model of the reservoir according to actual well operation data and the results of monitoring the reservoir development process.
С помощью созданной и настроенной на результаты эксплуатации скважин фильтрационной и геологической модели пласта устанавливают текущую объемную конфигурацию нефтяной оторочки 7 (подгазовой зоны), то есть определяют положение поверхностей флюидальных контактов (газонефтяного 2 (ГНК) и водонефтяного 4 (ВНК)) на рассматриваемую дату разработки залежи.Using the filtration and geological model of the reservoir that was created and tuned to the results of well operation, the current volumetric configuration of the oil rim 7 (sub-gas zone) is established, that is, the position of the surfaces of fluid contacts (gas-oil 2 (GOC) and water-oil 4 (WOC)) is determined at the considered development date deposits.
С учетом текущих размеров нефтяной оторочки 7 и конфигурации флюидальных контактов осуществляют проектное размещение добывающих 5 и газонагнетательных скважин 6 с определением оптимальной проводки стволов скважин и расстояний от ВНК 4 и ГНК 2 для достижения оптимума по накопленной добыче нефти.Taking into account the current size of the
Нефтяную оторочку 7 (нефтенасыщенная зона), находящуюся между уровнями ВНК 2 и ГНК 4, разбуривают нагнетательными скважинами 6 согласно выбранной по результатам моделирования схеме разработки. Газонасыщенную зону 8, находящуюся выше поверхности ГНК 2, разбуривают добывающими скважинами 5 (либо в нефтяной части пласта под ГНК). Газонагнетательные скважины 6 располагают с отступом от ВНК 2, который выбирают заранее, исходя из результатов геолого-гидродинамического моделирования по максимальному времени эксплуатации до достижения заранее заданных ограничений по газонефтяному фактору или обводненности.Oil rim 7 (oil-saturated zone), located between the levels of
Затем в газонагнетательную скважину 6 осуществляют нагнетание сухого газа с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента. Испаренную нефть в газообразном состоянии отбирают добывающей скважиной 5 совместно с газом и конденсатом.Then, dry gas is injected into the gas injection well 6 with bottomhole pressure exceeding the critical pressure of oil evaporation, determined by the results of the experiment. Evaporated oil in a gaseous state is taken by a producing well 5 together with gas and condensate.
В качестве примера процесса разработки на элементе нефтегазоконденсатной залежи с краевой нефтяной оторочкой рассмотрены четыре варианта.Four options are considered as an example of the development process on an element of an oil and gas condensate reservoir with an edge oil rim.
Для проведения сопоставительного анализа создана 3D секторная геолого-гидродинамическая математическая модель с геометрией, соответствующей участку залежи, приуроченной к куполовидному поднятию. Модель включает газовую шапку, нефтяную оторочку и часть контактирующего с залежью водонапорного бассейна.To conduct a comparative analysis, a 3D sector geological and hydrodynamic mathematical model was created with the geometry corresponding to the site of the deposit confined to the dome-shaped uplift. The model includes a gas cap, an oil rim, and a part of the water-pressure pool in contact with the reservoir.
Исходные параметры пластовой системы приняты близкими к одному из нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири (табл. 1).The initial parameters of the reservoir system are taken close to one of the oil and gas condensate fields in Western Siberia (Table 1).
Учитывалось изменение относительной проницаемости воды и нефти, газа и нефти в зависимости от изменения водо- и газонасыщенности зон пласта. Зависимости капиллярного давления на границе раздела фаз задавались в виде функций насыщенности. Процессы фазовых переходов нефти в газ моделировались с использованием математической модели, настроенной на лабораторные физико-химические исследования.The change in the relative permeability of water and oil, gas and oil was taken into account depending on the change in water and gas saturation of the formation zones. The dependences of capillary pressure at the phase boundary were specified in the form of saturation functions. The processes of phase transitions of oil into gas were modeled using a mathematical model tuned to laboratory physicochemical studies.
Граничным экономическим ограничением по переводу нефтедобывающих скважин под нагнетание газа является превышение обводненности продукции значения в 98% или достижение газового фактора 5000 м3/м3. Газодобывающие скважины отключаются при падении дебита газа ниже значения в 5000 м3/сут. Завершение прогнозных расчетов соответствует моменту отключения всех газодобывающих скважин. Возможно перед закачкой сухого газа в скважину осуществление предварительной добычы нефти из газонагнетательной скважины с последующим переводом ее под закачку при достижении газовых и/или водонефтяных факторов более заданных значений.The boundary economic restriction on transferring oil production wells to gas injection is an excess of water cut of 98% or the achievement of a gas factor of 5000 m 3 / m 3 . Gas production wells are shut off when the gas flow rate falls below a value of 5000 m 3 / day. The completion of predictive calculations corresponds to the time of shutdown of all gas producing wells. It is possible, prior to the injection of dry gas into the well, the preliminary production of oil from the gas injection well with its subsequent transfer to the injection when gas and / or oil-water factors exceed the specified values.
Исследованию подвергнуты следующие варианты, различающиеся по способу разработки нефтяной оторочки.The following options were studied, differing in the method of developing the oil rim.
Вариант 1. Рассматриваемый участок нефтяной оторочки разрабатывается в режиме истощения пластовой энергии. Горизонтальные добывающие скважины с протяженностью горизонтального участка ствола 1500 м размещают в два ряда на расстоянии 100 м друг от друга и 300 м между рядами параллельно ГНК. Вскрытие перфорацией производят в нефтенасыщенной части разреза. Скважины эксплуатируют при депрессиях 50 кгс/см2. Количество добывающих скважин - 22 ед.
Вариант 2. Аналогичен варианту 1 с той разницей, что скважины в последнем ряду, расположенном вблизи внешнего контура ВНК, являются нагнетательными и добавляют еще один ряд нагнетательных скважин в близости от ГНК. Количество добывающих скважин 11 ед., нагнетательных 22 ед. Добывающие скважины эксплуатируют при депрессиях 50 кгс/см2, нагнетательные при репрессиях 100 кгс/см2.
Вариант 3. Соответствует предложенному в патенте РФ №2127801, является прототипом заявляемого способа и аналогичен варианту 2 с той разницей, что стволы ряда, расположенного около ГНК, смещают непосредственно в газовую зону, а стволы ряда, расположенного около водонефтяного контакта смещают в воду и в них производят попеременную закачку воды и газа в равных по времени циклах. Количество добывающих скважин 11 ед., нагнетательных - 22 ед.
Вариант 4. Соответствует представленной схеме разработки. По числу и расположению скважин в плане аналогичен варианту 1, но один из рядов проходит через газовую зону пласта и отбирает газ с депрессией 10 кгс/см2, а второй состоит из нефтедобывающих скважин с депрессией 50 кгс/см2, которые переводят под закачку газа по достижению газового фактора в 5000 м3/м3 с репрессией в 100 кгс/см2.
Сопоставление полученных результатов выполнено в рамках технико-экономического анализа показателей эффективности. Исходные данные представлены в табл. 1., сравнительные данные по рассматриваемым вариантам в табл. 2Comparison of the results obtained is carried out in the framework of a feasibility study of performance indicators. The source data are presented in table. 1., comparative data for the options under consideration in the table. 2
По технологическим показателям разработки (величине коэффициента извлечения нефти (КИН), значению водонефтяного фактора (ВНФ)) вариант 3 является лучшим. Предлагаемый способ (вариант 4), обеспечивая близкие с вариантом 3 отборы нефти и конденсата, существенно превосходит его с экономических позиций.According to the technological development indicators (the value of the oil recovery coefficient (CIN), the value of the oil-water factor (VNF))
Реализация рассматриваемой методики разработки нефтяной оторочки и подгазовых зон за счет испарения нефти в сухой газ позволяет повысить эффективность добычи нефти при продолжающейся добыче газа и конденсата, в том числе для частично истощенных нефтегазоконденсатных залежей.The implementation of the methodology for the development of the oil rim and sub-gas zones due to the evaporation of oil into dry gas makes it possible to increase the efficiency of oil production with continued gas and condensate production, including for partially depleted oil and gas condensate deposits.
Таким образом, результаты фильтрационных расчетов подтверждают, что предлагаемый способ позволяет обеспечить эффективный ввод в промышленную разработку нефтяных оторочек (подгазовых зон) нефтегазоконденсатных, газонефтяных и нефтегазовых залежей, а также повысить эффективность разработки нефтяных оторочек (подгазовых зон) при одновременном вводе нефтяной и газовой части.Thus, the results of filtration calculations confirm that the proposed method allows for the effective input into the industrial development of oil rims (sub-gas zones) of oil and gas condensate, gas and oil and gas deposits, as well as to increase the efficiency of the development of oil rims (sub-gas zones) while introducing the oil and gas part.
Эффективность заявляемого способа обеспечивается за счет того, что в процессе испарения нефти задействуется весь ее объем, как гидродинамически подвижный, так и связный, что является значительным преимуществом по сравнению с вытеснением нефти водой или газом.The effectiveness of the proposed method is ensured due to the fact that in the process of oil evaporation its entire volume is involved, both hydrodynamically mobile and connected, which is a significant advantage compared to the displacement of oil by water or gas.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015155176A RU2606740C1 (en) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | Method of development of oil fringe and under-gaz zone of complex deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015155176A RU2606740C1 (en) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | Method of development of oil fringe and under-gaz zone of complex deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2606740C1 true RU2606740C1 (en) | 2017-01-10 |
Family
ID=58452698
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015155176A RU2606740C1 (en) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | Method of development of oil fringe and under-gaz zone of complex deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2606740C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107937076A (en) * | 2017-12-08 | 2018-04-20 | 刘梦 | A kind of underground gas extraction processing unit |
| CN116066038A (en) * | 2021-11-01 | 2023-05-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil reservoir stepped gas injection development method and system |
| RU2808627C1 (en) * | 2022-12-22 | 2023-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for developing fractured-cavernosic deposit with gas cap and underlying water |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3519076A (en) * | 1968-10-17 | 1970-07-07 | Mobil Oil Corp | Gas injection method for recovering oil |
| SU1643707A1 (en) * | 1988-07-29 | 1991-04-23 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Method for development of oil-fringed gas-condensate |
| SU1547411A1 (en) * | 1988-06-28 | 1996-12-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of massive gas-cap pools |
| RU2089720C1 (en) * | 1990-02-26 | 1997-09-10 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of developing oil-gas-condensate deposits with fixed formation pressure |
| UA18304A (en) * | 1990-02-26 | 1997-12-25 | Український науково-дослідний інститут природних газів | Method for development of oil-gas condensate deposit with support of stratal pressure |
| RU2127801C1 (en) * | 1997-02-20 | 1999-03-20 | Открытое акционерное общество "Запсибгазпром" | Method for development of oil-gas deposits |
-
2015
- 2015-12-22 RU RU2015155176A patent/RU2606740C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3519076A (en) * | 1968-10-17 | 1970-07-07 | Mobil Oil Corp | Gas injection method for recovering oil |
| SU1547411A1 (en) * | 1988-06-28 | 1996-12-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of massive gas-cap pools |
| SU1643707A1 (en) * | 1988-07-29 | 1991-04-23 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Method for development of oil-fringed gas-condensate |
| RU2089720C1 (en) * | 1990-02-26 | 1997-09-10 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of developing oil-gas-condensate deposits with fixed formation pressure |
| UA18304A (en) * | 1990-02-26 | 1997-12-25 | Український науково-дослідний інститут природних газів | Method for development of oil-gas condensate deposit with support of stratal pressure |
| RU2127801C1 (en) * | 1997-02-20 | 1999-03-20 | Открытое акционерное общество "Запсибгазпром" | Method for development of oil-gas deposits |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107937076A (en) * | 2017-12-08 | 2018-04-20 | 刘梦 | A kind of underground gas extraction processing unit |
| CN107937076B (en) * | 2017-12-08 | 2020-07-24 | 山西正大恒通科技有限公司 | Underground gas extraction processing device |
| CN116066038A (en) * | 2021-11-01 | 2023-05-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil reservoir stepped gas injection development method and system |
| RU2808627C1 (en) * | 2022-12-22 | 2023-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for developing fractured-cavernosic deposit with gas cap and underlying water |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Cui et al. | Assessing the combined influence of fluid-rock interactions on reservoir properties and injectivity during CO2 storage in saline aquifers | |
| Li et al. | CO2 enhanced oil recovery and storage using a gravity-enhanced process | |
| CA2819664C (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| Li et al. | Evaluation of CO2 storage of water alternating gas flooding using experimental and numerical simulation methods | |
| Cappetti et al. | Fifteen years of reinjection in the Larderello-Valle Secolo area: analysis of the production data | |
| US20130153216A1 (en) | Recovery From A Hydrocarbon Reservoir | |
| Wan et al. | Insights into the control mechanism of heat transfer on methane hydrate dissociation via depressurization and wellbore heating | |
| RU2599994C1 (en) | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir | |
| US10472942B2 (en) | Blowdown pressure maintenance with foam | |
| US9359868B2 (en) | Recovery from a subsurface hydrocarbon reservoir | |
| Frauenfeld et al. | Numerical simulation and economic evaluation of hybrid solvent processes | |
| RU2606740C1 (en) | Method of development of oil fringe and under-gaz zone of complex deposits | |
| Kim et al. | Optimum design of multi-stage hydraulically fractured multi-horizontal shale gas well using flow regime analysis | |
| Wang et al. | Experimental study on gas-assisted cyclic steam stimulation under heavy-oil sandstone reservoir conditions: Effect of N2/CO2 ratio and foaming agent | |
| Thibeau et al. | Lacq-Rousse CO2 Capture and Storage demonstration pilot: Lessons learnt from reservoir modelling studies | |
| Shirbazo et al. | CO2 capture and storage performance simulation in depleted shale gas reservoirs as sustainable carbon resources | |
| Drozdov | Filtration studies on cores and sand packed tubes from the Urengoy field for determining the efficiency of simultaneous water and gas injection on formation when extracting condensate from low-pressure reservoirs and oil from oil rims | |
| EA026516B1 (en) | Thermal mobilization of heavy hydrocarbon deposits | |
| Al-Obaidi et al. | An Evaluation of water and gas injections with hydraulic fracturing and horizontal wells in oil-saturated shale formations | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| Al-Obaidi et al. | The efficiency of gas injection into low-permeability multilayer hydrocarbon reservoirs | |
| RU2547530C1 (en) | Method of development of gas-and-oil reservoirs | |
| RU2438010C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with low thickness | |
| Smirnov et al. | Innovative methods of enhanced oil recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20190401 |