RU2736669C1 - Method of monitoring and optimization of development of oil deposit - Google Patents
Method of monitoring and optimization of development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2736669C1 RU2736669C1 RU2020117139A RU2020117139A RU2736669C1 RU 2736669 C1 RU2736669 C1 RU 2736669C1 RU 2020117139 A RU2020117139 A RU 2020117139A RU 2020117139 A RU2020117139 A RU 2020117139A RU 2736669 C1 RU2736669 C1 RU 2736669C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- group
- objects
- samples
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000005457 optimization Methods 0.000 title description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 51
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 11
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 5
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 14
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 abstract 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- HORCQSAKJDDBKB-UHFFFAOYSA-N 1-methyldibenzothiophene Chemical compound S1C2=CC=CC=C2C2=C1C=CC=C2C HORCQSAKJDDBKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NICUQYHIOMMFGV-UHFFFAOYSA-N 4-Methyldibenzothiophene Chemical compound S1C2=CC=CC=C2C2=C1C(C)=CC=C2 NICUQYHIOMMFGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005377 adsorption chromatography Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 238000001819 mass spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения, представленного несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of an oil field, represented by several production facilities, completely or partially coinciding in structural terms.
Известен способ мониторинга разработки газовых месторождений, включающий проведение в течение всего периода эксплуатации месторождения циклических наблюдений за изменениями силы тяжести на гравиметрических пунктах, при этом в пределах месторождения размещают два типа пунктов наблюдения - базисные, которые размещают в пределах кустов эксплуатационных скважин, где по данным промыслово-геофизических исследований определяются объем отбора газа, падения пластового давления и перемещения газоводяного контакта, и режимные - на участках месторождения, непосредственно не дренируемых эксплуатационными скважинами, по периодическим наблюдениям на базисных пунктах устанавливают зависимости между изменениями значений силы тяжести и указанными параметрами разработки, полученные зависимости затем используют для определения по измеряемым значениям силы тяжести на режимных пунктах текущих запасов газа в месторождении, его распределения и перемещения масс флюидов по площади всего месторождения (патент РФ № 2307379, кл. G01N 30/02, G01V 9/00, опубл. 27.09.2005).There is a known method for monitoring the development of gas fields, which includes conducting cyclic observations of changes in gravity at gravimetric points during the entire period of operation of the field, while two types of observation points are placed within the field - basic ones, which are placed within clusters of production wells, where, according to the field -geophysical studies determine the volume of gas production, the drop in reservoir pressure and the movement of the gas-water contact, and the regime studies - in the areas of the field that are not directly drained by the production wells, based on periodic observations at base points, relationships are established between changes in gravity values and the specified development parameters, the resulting dependences are then are used to determine the current gas reserves in the field, its distribution and the movement of fluid masses over the area of the entire field by the measured values of gravity at the regime points (RF patent No. 2307379, cl. G01N 30/02, G01V 9/00, publ. 2005).
Недостатком известного способа является сложность и большой объем проводимых работ при невысокой эффективности. Нефтеотдача месторождений остается низкой.The disadvantage of this method is the complexity and large volume of work carried out with low efficiency. Oil recovery from the fields remains low.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы, измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии, выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ. Формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти (патент РФ №2667174, кл. Е21В 49/00, G06F 19/00, G06G 7/48, опубл. 28.12.2017 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is the method of geochemical monitoring of the development of shallow deposits of super-viscous oil, which consists in the fact that at least three core samples are taken from different parts of the field at the same spatial intervals, core samples are crushed, crushed core samples are extracted with a solvent, the solvent is distilled off to obtain bitumen, a hydrocarbon fraction is isolated from the bitumen. Using liquid adsorption chromatography, qualitative identification of the chromatography-mass-spectrometric peaks is carried out from the mass spectra of the obtained hydrocarbon fraction using the gas-chromatography-mass spectrometric analysis. The intensity of the peak of 1-methyldibenzothiophene, the intensity of the peak of 4-methyldibenzothiophene and the ratio of the peaks of 1-methyldibenzothiophene and 4-methyldibenzothiophene are determined. Based on the results of the obtained ratios in the core samples, 2D and 3D models of the field are built using software developed for the claimed method, oil samples are taken from the production wells, the ratios of 1-methyldibenzothiophene and 4-methyldibenzothiophene are determined, which are identical to the core studies, the obtained ratios of 1-methyldibenzothiophene are introduced and 4-methyldibenzothiophene, determined in oil samples, into a pre-built geochemical model of the field and constructing a 2D and 3D model of the field using software developed for the claimed method. 2D and 3D models of the field are formed and conclusions are formulated to assess the directions of probable oil inflows (RF patent No. 2667174, class E21B 49/00, G06F 19/00, G06G 7/48, published on December 28, 2017 - prototype).
Недостатком известного способа является его сложность, т.к. необходимо проводить отбор керна. Кроме того, отбор керна довольно сложно осуществить в уже пробуренных работающих скважинах. Эффективность способа снижается в более глубоких пластах и многопластовых залежах месторождений. В результате нефтеотдача месторождения остается невысокой.The disadvantage of this method is its complexity, because it is necessary to carry out coring. In addition, coring is rather difficult to carry out in already drilled production wells. The effectiveness of the method decreases in deeper formations and multilayer deposits of fields. As a result, oil recovery from the field remains low.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения.The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery of a multi-object oil field.
Задача решается тем, что в способе мониторинга и оптимизации разработки нефтяного месторождения, включающем отбор образцов нефти и проведение их исследований, выявление определенных параметров, характерных для нефти с различных участков месторождения, проведение анализа и оценку притоков нефти, согласно изобретению, выбирают нефтяное месторождение, представленное несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане, на данном месторождении подбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все объекты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из эксплуатационных объектов, проводят ДНК-исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют набор и виды бактерий, обитающих в каждом из эксплуатационных объектов, затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько объектов, проводят ДНК-исследования данных проб, сравнивают с набором бактерий, характерных для каждого из эксплуатационных объектов, определенных по ДНК-исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из эксплуатационных объектов в скважинах группы В, при разнице добычи нефти из объектов в 15% и более, в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока, заключающиеся в установке оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционными работами, работами по интенсификации притока, либо отключением одного или нескольких эксплуатационных объектов, мониторинг распределения притока нефти с применением ДНК-исследований проб нефти проводят на скважинах группы В с периодичностью не реже одного раза в 3 месяца, при необходимости, мероприятия по выравниванию притока повторяют.The problem is solved by the fact that in the method of monitoring and optimizing the development of an oil field, including taking oil samples and conducting their research, identifying certain parameters characteristic of oil from different parts of the field, analyzing and assessing oil inflows, according to the invention, an oil field is selected. by several production facilities that completely or partially coincide in structural terms, wells are selected at this field - group A, operating all facilities, but each of the wells is taking only from one of the production facilities, DNA tests of oil samples from these wells of the group are carried out A and determine the set and types of bacteria living in each of the production facilities, then take oil samples from the remaining wells - group B, each of which operates several facilities, conduct DNA studies of these samples, compare with a set of bacteria typical for each of eq production facilities, identified by DNA studies from wells of group A, and identify the percentage distribution of oil inflow from each of the production facilities in wells of group B, with a difference in oil production from facilities of 15% or more, in wells of group B, measures are taken to level the inflow , consisting in the installation of equipment for simultaneous-separate operation, water isolation works, work on stimulation of the inflow, or shutdown of one or several production facilities, monitoring of the distribution of oil inflows using DNA studies of oil samples is carried out at wells of group B with a frequency of at least once every 3 months, if necessary, the measures to equalize the inflow are repeated.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
Для эффективной разработки многообъектного нефтяного месторождения необходимо достичь максимальный охват по каждому из эксплуатационных объектов. Однако, если объекты совпадают в структурном плане и эксплуатируются совместно, при этом отличаются по своим геолого-физическим характеристикам, охват и выработка запасов нефти снижаются. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку запасов нефти из нефтяного месторождения с несколькими эксплуатационными объектами, в результате чего, нефтеотдача месторождения остается низкой. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения. Задача решается следующим образом.To effectively develop a multi-facility oil field, it is necessary to achieve maximum coverage for each of the production facilities. However, if objects are structurally the same and are operated jointly, while differing in their geological and physical characteristics, the coverage and production of oil reserves are reduced. The existing technical solutions do not fully allow for the most complete recovery of oil reserves from an oil field with several production facilities, as a result of which the oil recovery of the field remains low. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of a multi-object oil field. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Подбирают нефтяное месторождение, представленное несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане. На данном месторождении выбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все объекты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из эксплуатационных объектов. Из данных скважин группы А отбирают пробы нефти. Проводят ДНК-исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют набор и виды бактерий, обитающих в каждом из эксплуатационных объектов.An oil field is selected, represented by several production facilities, which completely or partially coincide in structural terms. At this field, wells are selected - group A, operating all facilities, but each of the wells selects only one of the production facilities. Oil samples are taken from these wells of group A. DNA studies of oil samples from these wells of group A are carried out and the set and types of bacteria living in each of the production facilities are determined.
Далее отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько объектов. Также проводят ДНК-исследования данных проб. Результаты сравнивают с набором бактерий, характерных для каждого из эксплуатационных объектов, определенных по ДНК-исследованиям со скважин группы А. Выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из эксплуатационных объектов в скважинах группы В. При разнице добычи нефти из объектов в 15% и более, в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока. Данные мероприятия в зависимости от ситуации включают в себя установку оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционные работы, работы по интенсификации притока, либо отключение одного или нескольких пластов. Согласно исследованиям, при разнице добычи нефти из объектов менее, чем 15% проведение мероприятий по выравниванию притока нецелесообразно ввиду снижения прироста нефтеотдачи.Further, oil samples are taken from the remaining wells - group B, each of which operates several objects. DNA testing of these samples is also carried out. The results are compared with a set of bacteria typical for each of the production facilities, determined by DNA studies from wells of group A. The percentage distribution of oil inflow from each of the production facilities in wells of group B is revealed. When the difference in oil production from the facilities is 15% or more, in wells of group B, measures are taken to equalize the inflow. These measures, depending on the situation, include the installation of equipment for simultaneous-separate operation, water shut-off works, work on stimulation of the inflow, or shutdown of one or several layers. According to the studies, when the difference in oil production from the objects is less than 15%, it is unreasonable to take measures to equalize the inflow due to a decrease in the increase in oil recovery.
После проведения данных мероприятий при дальнейшей эксплуатации скважин ввиду изменений, происходящих в эксплуатационных объектах месторождения (интерференция скважин и перераспределение потоков, окончание действия водоизоляционного состава и пр.), возможно снижение эффективности проведенных мероприятий. Поэтому на месторождении на скважинах группы В проводят мониторинг распределения притока нефти с применением ДНК-исследований проб нефти с периодичностью не реже одного раза в 3 месяца. При необходимости, мероприятия по выравниванию притока повторяют. Согласно исследованиям, при проведении ДНК-исследований проб нефти с периодичностью реже одного раза в 3 месяца эффективность мониторинга и соответствующей оптимизации по рассматриваемому способу значительно снижается.After these measures are taken, during the further operation of the wells, due to changes in the production facilities of the field (interference of wells and redistribution of flows, the end of the action of the waterproofing composition, etc.), the effectiveness of the measures taken may decrease. Therefore, in the field at the wells of group B, the distribution of oil inflows is monitored using DNA studies of oil samples at a frequency of at least once every 3 months. If necessary, the measures to equalize the inflow are repeated. According to the studies, when carrying out DNA studies of oil samples with a frequency less than once every 3 months, the effectiveness of monitoring and corresponding optimization by the method under consideration is significantly reduced.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов нефти месторождения. The development is carried out until the full economically viable development of the oil reserves of the field.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения.The result of the introduction of this method is to increase the oil recovery of a multi-object oil field.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
Подбирают нефтяное месторождение, представленное тремя эксплуатационными объектами: Нижний эксплуатационный объект III представлен карбонатными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 40 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 6 м, глубина залегания кровли пласта – 1290 м, начальное пластовое давление – 13 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 30 мПа·с. Средний пласт II сложен терригенными породами, средняя абсолютная проницаемость составляет 450 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 5 м, глубина залегания кровли пласта – 1160 м, начальное пластовое давление – 12 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 54 мПа·с. Вышезалегающий пласт I представлен карбонатными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 130 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 8 м, глубина залегания кровли пласта – 820 м, начальное пластовое давление – 8 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 85 мПа·с. An oil field is selected, represented by three production targets: Lower production facility III is represented by carbonate deposits, the average absolute permeability is 40 mD, the average oil-saturated thickness is 6 m, the depth of the formation top is 1290 m, the initial formation pressure is 13 MPa, the oil viscosity in the formation conditions - 30 mPa · s. The middle layer II is composed of terrigenous rocks, the average absolute permeability is 450 mD, the average oil-saturated thickness is 5 m, the depth of the reservoir top is 1160 m, the initial reservoir pressure is 12 MPa, the oil viscosity in reservoir conditions is 54 mPa s. The overlying reservoir I is represented by carbonate deposits, the average absolute permeability is 130 mD, the average oil-saturated thickness is 8 m, the depth of the reservoir top is 820 m, the initial reservoir pressure is 8 MPa, the oil viscosity in reservoir conditions is 85 mPa s.
Среди 45 добывающих скважин месторождения выбирают группу А скважин, эксплуатирующих все объекты I, II и III, но при этом каждая из данных скважин ведет отбор только из одного из эксплуатационных объектов I, II или III. На рассматриваемом месторождении такими скважинами группы А являются скважины, в которых эксплуатационные объекты I, II и III не совпадают в структурном плане. Всего таких скважин 8: 2 эксплуатируют объект I и по три скважины эксплуатируют объект II и III.Among 45 production wells of the field, group A of wells is selected, operating all objects I, II and III, but each of these wells selects only one of the production objects I, II or III. In the considered field, such wells of group A are wells in which production facilities I, II and III do not coincide in structural terms. There are 8 such wells in total: 2 operate facility I, and three wells each operate facility II and III.
Из данных скважин группы А отбирают пробы нефти. Проводят ДНК-исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют набор и виды бактерий, обитающих в каждом из эксплуатационных объектов.Oil samples are taken from these wells of group A. DNA studies of oil samples from these wells of group A are carried out and the set and types of bacteria living in each of the production facilities are determined.
Далее отбирают пробы нефти с оставшихся 37 скважин – группа B, в которых эксплуатационные объекты I, II и III совпадают в структурном плане. Каждая из скважин групп В эксплуатирует по несколько объектов: I и II, II и III, I и III или все три объекта одновременно. Также проводят ДНК-исследования данных проб. Результаты сравнивают с набором бактерий, характерных для каждого из эксплуатационных объектов, определенных по ДНК-исследованиям со скважин группы А. Further, oil samples are taken from the remaining 37 wells - group B, in which production facilities I, II and III are structurally identical. Each of the wells of group B operates several objects: I and II, II and III, I and III, or all three objects simultaneously. DNA testing of these samples is also carried out. The results are compared with a set of bacteria typical for each of the production facilities, determined by DNA tests from wells of group A.
В результате выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из эксплуатационных объектов в скважинах группы В. Определили, что в 32 скважинах группы В разница добычи нефти из эксплуатационных объектов составляет 15% и более. В данных скважинах проводят мероприятия по выравниванию притока:As a result, the percentage distribution of oil inflow from each of the production facilities in the wells of group B is revealed. It was determined that in 32 wells of group B, the difference in oil production from production facilities is 15% or more. In these wells, measures are taken to equalize the inflow:
- в 15 скважинах устанавливают оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации, - equipment for simultaneous-separate operation is installed in 15 wells,
- в 6 скважинах проводят водоизоляционные работы, закачивая водоизоляционные составы в обводнившиеся эксплуатационные объекты, - in 6 wells, waterproofing works are carried out, pumping waterproofing compounds into flooded production facilities,
- в 7 скважинах отключают низкопродуктивные пласты, оставляя один из пластов с максимальным дебитом нефти, - in 7 wells, low-productivity formations are turned off, leaving one of the formations with the maximum oil production rate,
- в 4 скважине проводят солянокислотную обработку низкопродуктивного карбонатного пласта. - in well 4, hydrochloric acid treatment of a low-productivity carbonate formation is carried out.
После проведения данных мероприятий при дальнейшей эксплуатации скважин группы В ввиду изменений, происходящих в эксплуатационных объектах месторождения, с периодичностью один раз в 3 месяца проводят мониторинг распределения притока нефти с применением ДНК-исследований проб нефти. Мероприятия по выравниванию притока повторяют еще 58 раз за все время разработки месторождения.After these measures have been taken, during the further operation of group B wells, due to changes occurring in the production facilities of the field, the distribution of oil inflows is monitored once every 3 months using DNA studies of oil samples. Inflow equalization measures are repeated 58 times over the entire development period of the field.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов нефти месторождения. Development is carried out until the full economically viable development of the oil reserves of the field.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности месторождения до 98%, было добыто 1249 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по залежи составил 0,417 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 1111 тыс.т нефти, КИН составил 0,371 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,046 д.ед.As a result of the development, which was limited to achieving a water cut of the field up to 98%, 1249 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (ORF) for the reservoir was 0.417 unit fraction. According to the prototype, all other things being equal, 1111 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor was 0.371 unit units. The increase in oil recovery factor according to the proposed method is 0.046 unit units.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент извлечения нефти месторождения, представленного несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане (многообъектное месторождение), повысить охват эксплуатационных объектов и выработку запасов нефти.The proposed method makes it possible to increase the oil recovery factor of a field, represented by several production facilities, completely or partially coinciding in structural terms (multi-facility field), to increase the coverage of production facilities and the production of oil reserves.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения.Application of the proposed method will allow solving the problem of increasing oil recovery of a multi-object oil field.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117139A RU2736669C1 (en) | 2020-05-25 | 2020-05-25 | Method of monitoring and optimization of development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117139A RU2736669C1 (en) | 2020-05-25 | 2020-05-25 | Method of monitoring and optimization of development of oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2736669C1 true RU2736669C1 (en) | 2020-11-19 |
Family
ID=73461110
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020117139A RU2736669C1 (en) | 2020-05-25 | 2020-05-25 | Method of monitoring and optimization of development of oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2736669C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778869C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-08-26 | Общество с ограниченной ответственностью "КВАНТУМ" | Method for monitoring the origin of the extracted borehole fluid |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8117016B2 (en) * | 2007-04-19 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for oilfield production operations |
| WO2012121769A2 (en) * | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and systems for reservoir modeling, evaluation and simulation |
| US20150323516A1 (en) * | 2014-05-07 | 2015-11-12 | Ingrain, Inc. | Method And System For Spatially Resolved Geochemical Characterisation |
| RU2571542C2 (en) * | 2011-04-01 | 2015-12-20 | КьюАрАй, ГРУП, ЭлЭлСи | Method of dynamic estimation of compliance with specification of oil reservoir, and increasing of production and oil recovery using asymmetric analysis of operation indices |
| RU2667174C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-09-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method of geochemical monitoring of development of shallow reservoirs of super viscous oils |
-
2020
- 2020-05-25 RU RU2020117139A patent/RU2736669C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8117016B2 (en) * | 2007-04-19 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for oilfield production operations |
| WO2012121769A2 (en) * | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and systems for reservoir modeling, evaluation and simulation |
| RU2571542C2 (en) * | 2011-04-01 | 2015-12-20 | КьюАрАй, ГРУП, ЭлЭлСи | Method of dynamic estimation of compliance with specification of oil reservoir, and increasing of production and oil recovery using asymmetric analysis of operation indices |
| US20150323516A1 (en) * | 2014-05-07 | 2015-11-12 | Ingrain, Inc. | Method And System For Spatially Resolved Geochemical Characterisation |
| RU2667174C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-09-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method of geochemical monitoring of development of shallow reservoirs of super viscous oils |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778869C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-08-26 | Общество с ограниченной ответственностью "КВАНТУМ" | Method for monitoring the origin of the extracted borehole fluid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112343587B (en) | Identification characterization method for dominant seepage channel of ultralow permeability oil reservoir | |
| Zhou* et al. | Evaluating gas production performances in marcellus using data mining technologies | |
| CN110288258A (en) | A kind of high water-cut reservoir Tapping Residual Oil method | |
| CN110130882A (en) | A kind of oil reservoir region evaluation method based on well logging test data | |
| CN104747185A (en) | Heterogeneous reservoir stratum synthetic classifying evaluation method | |
| Zhou et al. | Evaluating fracture-fluid flowback in Marcellus using data-mining technologies | |
| CN108798661B (en) | Method for identifying oil well reservoir and fluid-containing property by using logging gas logging component parameters | |
| Bhattacharya et al. | Analysis of production history for unconventional gas reservoirs with statistical methods | |
| CN104047600B (en) | A kind of oil-gas Layer logging explanation method | |
| CN108374657B (en) | Automatic well breakpoint identification method | |
| CN106295095A (en) | New method based on Conventional Logs prediction low permeability sandstone reservoir production capacity | |
| CN116127675A (en) | Prediction method for maximum recoverable reserve of shale oil horizontal well volume fracturing | |
| RU2318993C1 (en) | Method for watered oil pool development | |
| Yu et al. | Experimental study and mathematical model of residual oil distribution during gas flooding in unconventional oil reservoirs with low-field NMR | |
| Yang et al. | Effects of fracture characteristics on spontaneous imbibition in a tight reservoir | |
| CN111523796A (en) | Method for evaluating harmful gas harm of non-coal tunnel | |
| Tao et al. | Refracturing candidate selection for MFHWs in tight oil and gas reservoirs using hybrid method with data analysis techniques and fuzzy clustering | |
| Bachleda et al. | Reliable EUR prediction using geochemistry-derived drainage profiles of 200+ wells in the Anadarko Basin | |
| RU2320869C1 (en) | Method to determine permeability and porosity of oil-saturated reservoirs | |
| RU2736669C1 (en) | Method of monitoring and optimization of development of oil deposit | |
| RU2009143585A (en) | METHOD FOR DEVELOPING AN INHOMOGENEOUS MASSIVE OR MULTIPLAST GAS-OIL OR OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSIT | |
| CN112576238B (en) | System, method and application for determining position and content of residual oil in low-permeability reservoir | |
| RU2737620C1 (en) | Method of monitoring and optimizing development of oil deposit | |
| CN108150158B (en) | Deep fractured compact sandstone gas reservoir early water body analysis and prediction method | |
| CN117131971A (en) | Reservoir dominant seepage channel prediction method based on Xgboost algorithm |