RU2750458C1 - Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection - Google Patents
Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection Download PDFInfo
- Publication number
- RU2750458C1 RU2750458C1 RU2020144014A RU2020144014A RU2750458C1 RU 2750458 C1 RU2750458 C1 RU 2750458C1 RU 2020144014 A RU2020144014 A RU 2020144014A RU 2020144014 A RU2020144014 A RU 2020144014A RU 2750458 C1 RU2750458 C1 RU 2750458C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- value
- well
- values
- flow rate
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 127
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 127
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 98
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 98
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 96
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 78
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 title claims abstract description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 143
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 85
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 33
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 17
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 16
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 206
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000000342 Monte Carlo simulation Methods 0.000 description 1
- 101100365516 Mus musculus Psat1 gene Proteins 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012067 mathematical method Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 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
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 нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи нефтяных коллекторов циклической закачкой газа. Изобретение может использоваться при добыче трудноизвлекаемых запасов углеводородных флюидов (нефти и газового конденсата) с помощью газа, при котором обеспечивается разработка остаточных запасов нефти с экономическим эффектом. Повышение нефтеотдачи достигается в результате набухания изолированных глобул нефти в поровом пространстве нефтяного или газового пласта и дальнейшее формирование непрерывной и подвижной пластовой (конденсатной) смеси. В случае газового резервуара предметом воздействия является выпавший из газовой фазы углеводородный конденсат.The invention relates to the oil industry and allows you to solve the problem of increasing oil recovery of oil reservoirs by cyclic gas injection. The invention can be used in the production of hard-to-recover reserves of hydrocarbon fluids (oil and gas condensate) using gas, which ensures the development of residual oil reserves with an economic effect. Enhanced oil recovery is achieved as a result of swelling of isolated oil globules in the pore space of an oil or gas reservoir and the further formation of a continuous and mobile reservoir (condensate) mixture. In the case of a gas reservoir, hydrocarbon condensate precipitated from the gas phase is the object of the impact.
Известен способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа (патент RU 2630318, опубл. 07.09.2017, МПК: E21B 43/18), согласно которому проводят циклическое увеличение и уменьшение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, отбор продукции из добывающих скважин, при этом выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, в качестве рабочего агента применяют углекислый газ - СО2. При текущем пластовом давлении (0,5-0,8)·Рнач, где Рнач - начальное пластовое давление, начинают вести закачку СО2 в нагнетательную скважину, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Ргор, где Ргор - вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом - Рнас до текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО2 уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Рнач, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Рнас, циклы увеличения/уменьшения расхода СО2 и, соответственно, снижения/повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Рнач, после завершения циклов закачку СО2 прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами. Общими признаками известного и заявляемого способов являются стадии закачки газа и добычи нефти.There is a known method for the development of tight oil reservoirs by cyclic injection of carbon dioxide (patent RU 2630318, publ. 09/07/2017, IPC: E21B 43/18), according to which a cyclic increase and decrease in the injection pressure of a working agent in injection wells, product selection from production wells, In this case, a section of the reservoir with a spread of permeability from 0.001 mD to 2 mD is selected, which is a source with an injection well in the center, carbon dioxide - CO 2 is used as a working agent. At the current reservoir pressure (0.5-0.8) Рinit, where Рinit is the initial reservoir pressure, CO 2 is injected into the injection well, with a gradual increase in flow rate from zero to the value at which the injection pressure is (0.7 -0.9) Ргр, where Ргор is the vertical rock pressure of the overlying rocks, while during this time in one or several adjacent production wells, the bottomhole pressure is increased from the value of the oil saturation pressure with hydrocarbon gas - Рsаr to the current formation pressure - values, at at which the inflow of fluid to the wells stops, then the CO 2 flow rate is reduced to a value at which the injection pressure corresponds to Pnat, while during this time in these production wells the bottomhole pressure is reduced to Psat, cycles of increase / decrease in CO 2 / increase in fluid flow rate of production wells is repeated until the current reservoir pressure is restored to (0.9-1.1) Pnach, after completion Cycles of CO 2 injection are stopped, and production is carried out through production wells at bottomhole pressure, not less than the oil saturation pressure with both carbon dioxide and hydrocarbon gases. Common features of the known and claimed methods are the stages of gas injection and oil production.
Однако, при низкой проницаемости пласта повышение давления на добывающих скважинах как реакция на закачку в нагнетательные скважины наступает с большой отсрочкой по времени (до 3-4 лет при расстоянии между скважинами 500 метров), поэтому экономическая эффективность такого воздействия снижена из-за дисконтирования. Использование отдельно нагнетательных и добывающих скважин требует не только создание условий, при которых нефть становится подвижной, но и создание фронта вытеснения. Необходимость обеспечить фильтрацию газа от нагнетательной к добывающей скважине не позволяет значительно повысить нефтеотдачу и снижает эффективность способа увеличения нефтеотдачи (соотношение объема закаченного газа к объему добываемой нефти). However, with a low permeability of the formation, an increase in pressure on production wells as a reaction to injection into injection wells occurs with a long delay in time (up to 3-4 years with a distance between wells of 500 meters), therefore, the economic efficiency of such an impact is reduced due to discounting. The use of separate injection and production wells requires not only the creation of conditions under which the oil becomes mobile, but also the creation of a displacement front. The need to ensure gas filtration from the injection well to the production well does not significantly increase oil recovery and reduces the efficiency of the enhanced oil recovery method (the ratio of the volume of injected gas to the volume of oil produced).
Известен способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты (патент RU 2513963, опубл. 20.04.2014, МПК: E21B 43/16), который включает бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, при этом реализуют последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа; на первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице; на втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени T1 простаивают в течение времени (T2-T1), за которое продолжают растворение указанных углеводородов и выравнивают пластовое давление, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу; на третьем этапе в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-T2); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (T2-T1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени T2, а момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения; добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. Общими признаками известного и заявляемого способов являются стадии добычи углеводородного флюида, закачки газа, выдержки скважины, а также то, что добыча нефти проводится до заранее определенного значения дебита.A known method for the development of oil deposits in the sediments of the Bazhenov formation (patent RU 2513963, publ. 20.04.2014, IPC: E21B 43/16), which includes drilling production and injection wells and pumping methane-containing - associated petroleum or natural gas into the formation, while implementing a sequence of technological operations in alternating cycles, each of which includes three stages; at the first stage, gas is injected into the injection well for a time T1, during which an increase in reservoir pressure, dissolution of liquid hydrocarbons and their release from a bound state in a kerogen-containing matrix is ensured; at the second stage, injection and production wells after time T1 are idle for a period of time (T2-T1), during which they continue to dissolve these hydrocarbons and equalize the reservoir pressure, accompanied by further penetration of gas into the low-permeability kerogen-containing matrix; at the third stage, production wells are put into operation for a period of time (T3-T2); after that, the process of gas injection into the injection well begins again; the time T1 is taken to be about 1-3 months, the duration of the period (T2-T1) is set on the basis of field studies from the condition of maximizing the cumulative oil production by the production wells at the time T2, and the time T3 corresponds to the moment when the production well's oil production rate reaches the specified minimum value; The produced dissolved and injected gases are injected back into the reservoir after separation, which helps to reduce the supply of third-party gas. The common features of the known and claimed methods are the stages of hydrocarbon fluid production, gas injection, well holding, as well as the fact that oil production is carried out up to a predetermined flow rate.
Однако, согласно известному способу необходим одновременно простой как нагнетательной, так и добывающей скважины, что приводит к неэффективной эксплуатации инфраструктуры и снижению темпов добычи, при этом низкая проницаемость пласта замедляет передачу воздействия от нагнетательной к добывающей скважине, что приводит к большим задержкам между началом закачки и проявлением ее эффекта на добывающих скважинах. Необходимость обеспечить проницаемость газа от нагнетательной к добывающей скважине снижает эффективность нефтеотдачи и способа увеличения нефтеотдачи (соотношение объема закаченного газа к объему добываемой нефти).However, according to the known method, both an injection and a production well are required simultaneously, which leads to ineffective operation of the infrastructure and a decrease in production rates, while the low permeability of the formation slows down the transfer of impact from the injection to the production well, which leads to large delays between the start of injection and manifestation of its effect on production wells. The need to ensure gas permeability from the injection to the production well reduces the efficiency of oil recovery and the method of increasing oil recovery (the ratio of the volume of injected gas to the volume of oil produced).
Ближайшим аналогом (прототипом) является способ оптимизации циклической (huff-n-puff) закачки газа в углеводородный резервуар (заявка US 20200088016, опубл. 19.03.2020, МПК: E21B 43/16, E21B 47/06), который включает этапы: определение максимальной скорости закачки и максимального давления закачки в скважину, которые будут использоваться при циклической закачке попутного газа в скважину, определение максимального расхода газа, максимальной производительности нефти и минимального производственного давления в процессе закачки газа, определение времени паузы (выдержки), при котором давление около ствола скважины достигает максимального давления закачки; установка времени периода выдержки для множества периодов выдержки такое, что давление в призабойной зоне скважины достигает минимального производственного давления закачки попутного нефтяного газа. Общими признаками известного и заявляемого способов являются определение условий циклической закачки газа, закачка газа, остановка скважины и выдержка в течение определенного для паузы времени, процесс добычи. The closest analogue (prototype) is a method for optimizing cyclic (huff-n-puff) gas injection into a hydrocarbon reservoir (application US 20200088016, published 03/19/2020, IPC: E21B 43/16, E21B 47/06), which includes the following steps: maximum injection rate and maximum injection pressure into the well, which will be used for cyclic injection of associated gas into the well, determination of the maximum gas flow rate, maximum oil productivity and minimum production pressure during gas injection, determination of the pause (holding) time at which the pressure near the wellbore the well reaches the maximum injection pressure; setting the holding time for a plurality of holding times such that the bottomhole pressure reaches the minimum associated petroleum gas injection production pressure. The common features of the known and claimed methods are the determination of the conditions for cyclic gas injection, gas injection, shutdown of the well and holding for a specified pause time, the production process.
Однако, известный способ не учитывает газовый фактор при добыче нефти и диффузионные процессы, эффективность использования энергии газа, в связи с чем не позволяет полностью реализовать потенциал повышения нефтеотдачи и эффективности способа. Также известный способ направлен на использование максимальных значений скорости и давления закачки для повышения нефтеотдачи, что усложняет его.However, the known method does not take into account the gas factor during oil production and diffusion processes, the efficiency of using gas energy, and therefore does not fully realize the potential for increasing oil recovery and the efficiency of the method. Also, the known method is aimed at using the maximum values of the injection rate and pressure to enhance oil recovery, which complicates it.
Техническим результатом являются увеличение нефтеотдачи, повышение эффективности способа (повышение количества добываемой нефти относительно закачиваемого объема газа обеспечивает повышение технологической эффективности использования ресурса газа), а также упрощение способа разработки пласта и сокращение времени проведения циклов при закачке газа. При реализации способа обеспечивается снижение операционных затрат на закачку газа. Упрощение технологии достигается за счет оптимизации способа и, соответственно, минимизации времени использования оборудования при процессе добычи углеводородного флюида и закачки газа.The technical result is an increase in oil recovery, an increase in the efficiency of the method (an increase in the amount of produced oil relative to the injected volume of gas provides an increase in the technological efficiency of using the gas resource), as well as a simplification of the method of reservoir development and reduction of the cycle time during gas injection. When implementing the method, the operating costs for gas injection are reduced. Simplification of the technology is achieved by optimizing the method and, accordingly, minimizing the use of equipment in the process of hydrocarbon fluid production and gas injection.
Технический результат достигается при реализации способа разработки залежи углеводородов циклической закачки газа, в котором осуществляют определение порогового значения газового фактора, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида, порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, времени выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа, и разработку залежи углеводородов, каждый цикл которой включает стадии: добычи углеводородного флюида из по меньшей мере одной скважины до порогового значения газового фактора; закачки в эту же скважину газа до порогового значения расхода газа; выдержки скважины в течение времени, достаточного для эффективного растворения газаThe technical result is achieved by implementing the method for developing hydrocarbon deposits of cyclic gas injection, in which the threshold value of the gas factor is determined, after which the gas factor increases with a drop in the flow rate of the hydrocarbon fluid, the threshold value of the flow rate of gas injected into the well, at which the transition to the process of stationary filtration is ensured , the holding time of the well sufficient to effectively dissolve the gas, and the development of a hydrocarbon reservoir, each cycle of which includes the stages: production of a hydrocarbon fluid from at least one well to a threshold value of the gas factor; injecting gas into the same well up to the threshold value of the gas flow rate; holding the well for a time sufficient for effective gas dissolution
Технический результат достигается за счет того, что определяют оптимальные условия проведения каждой стадии цикла разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа (добычи, закачки, выдержки) таким образом, что эти стадии продолжают пока они максимально эффективны, и прекращают, когда эффективность процессов снижается. The technical result is achieved due to the fact that the optimal conditions for each stage of the development cycle of a hydrocarbon reservoir by cyclic gas injection (production, injection, holding) are determined in such a way that these stages continue as long as they are as efficient as possible, and stop when the efficiency of the processes decreases.
Для стадии добычи углеводородного флюида учитывается и определяется пороговое значение газового фактора, которое позволяет оценить эффективность работы энергии газа, расходующегося при осуществлении циклической закачки. Эффективность текущей добычи определяется по дебиту углеводородного флюида в зависимости от газового фактора. Изначально дебит снижается вместе со снижением газового фактора, в определенный момент (пороговое значение) газовый фактор начинает расти, в то время как дебит нефти продолжает падать. При снижении дебита углеводородного флюида увеличение значения газового фактора характеризует снижение эффективности работы энергии газа в процессе вытеснения углеводородного флюида. Одновременно на стадии добыче происходит разгазирование углеводородного флюида, что обеспечивает на последующих стадиях цикла высокую эффективность процессов фильтрации и диффузии газа. Увеличение значения газового фактора при снижении дебита косвенно характеризует достаточную степень разгазирование флюида для эффективности протекания этих процессов. Наиболее эффективной добыча углеводородного флюида является до порогового значения газового фактора, то есть добычу следует остановить и перейти к стадии закачки газа.For the stage of hydrocarbon fluid production, the threshold value of the gas factor is taken into account and determined, which makes it possible to evaluate the efficiency of the gas energy consumed during cyclic injection. The efficiency of current production is determined by the flow rate of the hydrocarbon fluid depending on the gas factor. Initially, the flow rate decreases along with a decrease in the GOR, at a certain point (threshold value) the GOR starts to grow, while the oil flow rate continues to fall. With a decrease in the flow rate of a hydrocarbon fluid, an increase in the value of the gas factor characterizes a decrease in the efficiency of the gas energy in the process of displacing the hydrocarbon fluid. Simultaneously, at the stage of production, degassing of the hydrocarbon fluid occurs, which ensures high efficiency of the filtration and diffusion of gas at the subsequent stages of the cycle. An increase in the value of the gas factor with a decrease in flow rate indirectly characterizes a sufficient degree of degassing of the fluid for the efficiency of these processes. The most efficient production of hydrocarbon fluid is up to the threshold value of the gas factor, that is, production should be stopped and proceed to the gas injection stage.
Стадию закачки проводят до значения расхода газа (снижения расхода газа), при котором обеспечивается переход от нестационарной фильтрации к стационарной фильтрации газа в пласте, т.е. когда ранее истощенная область пласта заполнена газом (восстановлено давление) и дальнейшая закачка приведет к оттеснению нефти от скважины (в результате чего эффективность стадии и, соответственно, способа в целом снизится).The injection stage is carried out until the gas flow rate (gas flow rate reduction), at which the transition from non-stationary filtration to stationary gas filtration in the formation is ensured, i.e. when the previously depleted area of the formation is filled with gas (pressure is restored) and further injection will lead to the displacement of oil from the well (as a result of which the efficiency of the stage and, accordingly, the method as a whole will decrease).
На стадии выдержки (скважина стоит) за счет процессов фильтрации и диффузии происходит перераспределение газа в пласте на макро- и, соответственно, микро-масштабах. Процесс диффузии связан с тем, что в процессе закачки давление в пласте растет, нефть становится более недонасыщенной. В результате газ диффундирует в нефть (которая недонасыщенна легкими компонентами в результате процесса добычи) всегда на большую глубину и в более мелкие поры, чем непосредственно в процессе фильтрации газа. Закачанный газ растворяется в нефти, в результате чего нефть набухает, в свою очередь нерастворенный газ занимает часть порового канала и следует за нефтью, вытесняя её при падении давления на стадии добычи. Длительность стадии выдержки скважины определяется по эффективности растворения газа, которая зависит от степени глубины, на которую диффундирует газ, и её влияние на стадию добычи (на эффективность процесса вытеснения нефти на стадии добычи). В связи с чем эффективность растворения газа может определяться по значению накопленной добычи или, например, по значению оптимального NPV. At the holding stage (the well is standing still), due to the processes of filtration and diffusion, gas is redistributed in the reservoir on the macro- and, accordingly, micro-scales. The diffusion process is associated with the fact that during injection the pressure in the reservoir increases, the oil becomes more undersaturated. As a result, gas diffuses into oil (which is undersaturated with light components as a result of the production process) always to a greater depth and into smaller pores than directly during gas filtration. The injected gas dissolves in oil, as a result of which the oil swells, in turn, undissolved gas occupies part of the pore channel and follows the oil, displacing it when the pressure drops during the production stage. The duration of the well holding stage is determined by the efficiency of gas dissolution, which depends on the degree of depth to which the gas diffuses, and its effect on the production stage (on the efficiency of the oil displacement process at the production stage). In this connection, the efficiency of gas dissolution can be determined by the value of cumulative production or, for example, by the value of the optimal NPV.
При этом в заявленном способе воздействие на пластовое давление при закачке оказывается непосредственно в области скважины, где происходит добыча, что обеспечивает эффективность данного воздействия в результате того, что отсутствует необходимость обеспечения фронта вытеснения между нагнетательной и добывающей скважиной.In this case, in the claimed method, the impact on the reservoir pressure during injection is directly in the area of the well where production takes place, which ensures the effectiveness of this impact as a result of the fact that there is no need to provide a displacement front between the injection and production wells.
В результате при реализации указанных стадий способа разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа обеспечивается одновременно:As a result, when implementing these stages of the method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection, the following is provided simultaneously:
- увеличения нефтеотдачи за счет повышения пластового давления в зоне непосредственно вокруг добывающей скважины;- increasing oil recovery by increasing reservoir pressure in the area immediately around the producing well;
- увеличение эффективности процесса за счет предварительного определения для скважины пороговых значений газового фактора при добыче и расхода газа при закачке, после достижения которых происходит резкое снижение эффективности, и времени выдержки с учетом скорости растворения газа и диффузионных процессов;- increasing the efficiency of the process due to the preliminary determination for the well of the threshold values of the gas factor during production and gas consumption during injection, after reaching which there is a sharp decrease in efficiency, and the holding time, taking into account the rate of gas dissolution and diffusion processes;
- повышение эффективности способа за счет определения заранее необходимого расхода газа, обеспечивающего указанные выше процессы;- increasing the efficiency of the method by determining in advance the required gas flow rate, providing the above processes;
- упрощение способа за счет минимизации времени и использования оборудования.- simplification of the method by minimizing time and equipment use.
Заявленный способ обеспечивает упрощение способа разработки также в связи с тем, что не требует максимальных значений скорости и давления закачки по сравнению с некоторыми аналогами, а ограничивается только давлением, при котором обеспечивается возможность закачки газа (т.е. забойное давление должно быть выше пластового). Но, следует отметить, что использование максимальных значений давлений закачки будет дополнительно повышать эффективность заявленного способа.The claimed method simplifies the development method also due to the fact that it does not require maximum values of the injection rate and pressure in comparison with some analogs, but is limited only by the pressure at which gas injection is possible (i.e., the bottomhole pressure must be higher than the reservoir pressure) ... But it should be noted that the use of the maximum values of the injection pressure will further increase the efficiency of the claimed method.
Пороговое значение газового фактора может быть определено при помощи моделирования при осуществлении следующих стадий: моделирование добычи на истощение на срок не менее 350 дней; построение зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора; определение по смоделированной зависимости значения газового фактора, после которого при снижении дебита углеводородного флюида значение газового фактора начинает увеличиваться. Указанный длительный срок позволяет с высокой точностью определить пороговое значение, при этом специалист может изменять указанный срок с учетом понимания возможного поведения значения газового фактора для конкретной скважины на основе её технических характеристик и характеристик пласта.The GOR threshold can be determined by simulation using the following stages: Simulation of production for depletion for a period of at least 350 days; plotting the dependence of the value of the oil production rate on the value of the gas factor; determination of the value of the gas factor from the simulated dependence, after which, with a decrease in the flow rate of the hydrocarbon fluid, the value of the gas factor begins to increase. The specified long period allows you to determine the threshold value with high accuracy, while the specialist can change the specified period, taking into account the understanding of the possible behavior of the GOR value for a particular well based on its technical characteristics and reservoir characteristics.
Пороговое значение газового фактора может быть также определено в процессе добычи при получении фактических данных со скважины, в частности при осуществлении следующих стадий: добыча углеводородного флюида с фиксацией значений дебита и газового фактора углеводородного флюида; фиксация значения дебита и соответствующего ему значения газового фактора; фиксация значения порогового значения газового фактора, после которого при снижении дебита газовый фактор начинает увеличиваться. При фиксации порогового значения добычу следует прекратить.The threshold value of the gas factor can also be determined in the process of production when receiving actual data from the well, in particular when performing the following stages: production of hydrocarbon fluid with fixing the values of the flow rate and gas factor of the hydrocarbon fluid; fixing the value of the flow rate and the corresponding value of the gas factor; fixing the value of the threshold value of the GOR, after which the GOR starts to increase with a decrease in the flow rate. When the threshold value is fixed, production should be stopped.
Предпочтительно проводить добычу с учетом предварительно определенного с помощью моделирования порогового значения газового фактора с фиксацией и контролем соответствия смоделированных и фактически получаемых в процессе добычи значений дебита и газового фактора. Это позволяет дополнительно уточнить пороговое значение газового фактора, полученного при моделировании.It is preferable to carry out production taking into account the pre-determined by means of modeling the threshold value of the GOR with fixation and control of compliance with the simulated and actually obtained in the production process values of the flow rate and GOR. This makes it possible to further refine the threshold value of the gas factor obtained in the simulation.
Предварительно могут быть определены минимальное и максимальное значения газового фактора для данной скважины и моделирование проводят в пределах этих значений. Минимальное значение газового фактора при этом предпочтительно соответствует текущему газосодержанию углеводородного флюида, а максимальное значение газового фактора - техническим возможностям наземного оборудования на прием газа. В случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое больше его максимального значения, в качестве порогового значения может быть зафиксировано максимальное значение газового фактора. В случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое меньше его минимального значения, в качестве порогового значения может быть зафиксировано минимальное значение газового фактора.The minimum and maximum values of the GOR for a given well can be preliminary determined and modeling is carried out within these values. The minimum value of the gas factor in this case preferably corresponds to the current gas content of the hydrocarbon fluid, and the maximum value of the gas factor corresponds to the technical capabilities of the ground equipment to receive gas. If the GOR threshold corresponds to a GOR that is greater than its maximum value, the maximum GOR value can be set as the threshold value. If the GOR threshold corresponds to a GOR value that is less than its minimum value, the minimum GOR value may be set as the threshold value.
Снижение дебита рассматривается для постоянных условий добычи: либо для фонтанирующей скважины, либо при добыче с использованием насосной установки, которая работает при одной и той же мощности.Decrease in production is considered for constant production conditions: either for a flowing well, or for production using a pumping unit that operates at the same power.
Пороговое значение расхода закачиваемого в скважину объёма газа, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, может быть определено при помощи моделирования при использовании следующих стадий: моделирование закачки газа в скважину на срок до 350 дней с момента достижения порогового значения дебита углеводородного флюида, при снижении ниже которого значение газового фактора увеличивается; построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости; определение и фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой; расчет значения расхода закачиваемого газа для определенных на предыдущей стадии значений. The threshold value of the flow rate of the gas volume injected into the well, at which the transition to the stationary filtration process is ensured, can be determined by modeling using the following stages: modeling gas injection into the well for up to 350 days from the moment the threshold value of the hydrocarbon fluid flow rate is reached, with a decrease below which the value of the gas factor increases; plotting the dependence of the values of the time derivative of the injectivity factor for a given well on the value of the injectivity factor; determination and fixation of the values at which the constructed dependence becomes straight; calculation of the injected gas flow rate for the values determined at the previous stage.
По значению коэффициента приемистости, при котором зависимость становится прямой, известными способами рассчитывают соответствующее ему значение расхода газа (пороговое значение). Такой подход обеспечивает более точное определение расхода закачиваемого газа, обеспечивающее переход к стационарному режиму течения (дополнительно повышает эффективность способа).According to the value of the injectivity coefficient, at which the dependence becomes straight, the corresponding gas consumption value (threshold value) is calculated by known methods. This approach provides a more accurate determination of the flow rate of the injected gas, providing a transition to a stationary flow regime (additionally increases the efficiency of the method).
Пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, может быть определено также в процессе закачки газа в скважину по фактически получаемым данным с построением указанной выше зависимости, фиксацией перехода зависимости в прямую, после чего закачку следует прекратить. В частности, при осуществлении следующих стадий: закачку газа в скважину и фиксацию изменения в процессе закачки значений расхода газа и пластового давления; определение значения коэффициента приемистости для зафиксированных значений; построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости; фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой; определение и фиксация значения расхода газа, соответствующего зафиксированных не предыдущей стадии значений. The threshold value of the gas flow rate injected into the well can also be determined during gas injection into the well based on the actual data obtained with the construction of the above dependence, fixing the transition of the dependence into a straight line, after which the injection should be stopped. In particular, during the implementation of the following stages: gas injection into the well and fixation of changes in the process of injection of gas flow rate and reservoir pressure; determination of the value of the coefficient of injectivity for the fixed values; plotting the dependence of the values of the time derivative of the injectivity factor for a given well on the value of the injectivity factor; fixing the values at which the constructed dependence becomes straight; determination and fixation of the gas consumption value corresponding to the values recorded not at the previous stage.
Предпочтительно осуществлять закачку газа до порогового значения расхода, предварительно полученного с помощью моделирования, с сопоставлением данных моделирования с фактически получаемыми на скважине по закачке и корректировкой порогового значения при необходимости. Это позволит дополнительно повысить корректность определения порогового значения расхода газа и, соответственно, дополнительно усилит технический результат.It is preferable to inject gas up to the flow rate threshold previously obtained by simulation, comparing the simulation data with the actual well injection data and adjusting the threshold value if necessary. This will further improve the accuracy of determining the threshold value of the gas flow rate and, accordingly, will further enhance the technical result.
В случае, когда другие способы недоступны, пороговый расход газа может быть приближенно определен с использованием известного (Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. Недра, Москва, 1993 г., 416 стр.) уравнения:In the case when other methods are not available, the threshold gas flow rate can be approximately determined using the known (Basniev K.S., Kochina I.N., Maksimov V.M. Underground hydromechanics. Nedra, Moscow, 1993, 416 pp. ) equations:
где Рзаб и Рпл - забойное и пластовое давление соответственно, 
При моделировании для определения пороговых значений газового фактора и расхода газа предпочтительно использовать гидродинамическую модель, которая при этом может включать данные о значениях коэффициента диффузии и скорости растворения газа в углеводородном флюиде.In simulations, it is preferable to use a hydrodynamic model to determine the threshold values of the gas factor and gas flow rate, which may include data on the values of the diffusion coefficient and the rate of gas dissolution in the hydrocarbon fluid.
Время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, предпочтительно определять путем моделирования с использованием гидродинамической модели с учетом значений коэффициента диффузии и скорости растворения газа в углеводородном флюиде. Эффективность растворения при этом может определяться по значению максимальной накопленной добычи следующего цикла. В частности, время выдержки, достаточное для эффективного растворения газа, определяют путем моделирования при осуществлении следующих стадий: множественное моделирование для различных значений времени выдержки скважины с учетом времени этапа добычи и значений накопленного флюида в результате добычи; расчет отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида; определение максимального значения отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида; фиксация времени выдержки, которая соответствует определенному на предыдущей стадии значению.The holding time of the well sufficient for effective gas dissolution is preferably determined by simulation using a hydrodynamic model taking into account the values of the diffusion coefficient and the gas dissolution rate in the hydrocarbon fluid. Dissolution efficiency in this case can be determined by the value of the maximum cumulative production of the next cycle. In particular, the holding time sufficient to effectively dissolve the gas is determined by simulations using the following steps: multiple simulations for different holding times of the well taking into account the time of the production stage and the values of accumulated fluid as a result of production; calculating the ratio of the values of the accumulated fluid as a result of production to the sum of the corresponding values of the holding time of the well and the time of the stage of fluid production; determining the maximum value of the ratio of the values of the accumulated fluid as a result of production to the sum of the corresponding values of the holding time of the well and the time of the stage of fluid production; fixing the holding time, which corresponds to the value determined at the previous stage.
Исходными данными для построения гидродинамической модели являются: структурная модель пласта, модель разломов, коэффициент песчанистости, пористость, проницаемость, начальная насыщенность для каждой фазы (нефть, газ, вода), контакты между флюидами в начальном состоянии, начальное давление и температура, описание водоносного горизонта (аквифера), свойства флюидов (нефть, вода, газ), относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, деформационные свойства породы, свойства флюидов (нефти, пластовой воды, пластового газа, газов закачки), инклинометрия скважин, события на скважинах, конструкция скважин, перфорированный нефтеносный интервал и производительность скважины, исторические данные по добыче нефти, воды и газа, изменение пластового и забойного давлений с течением времени. Подключения опции гистерезиса фазовых проницаемостей и диффузии позволит дополнительно повысить точность расчетов и повысить эффективность циклической закачки. Параметры относительных фазовых проницаемостей могут быть получены с помощью специальных лабораторных исследований на керне.The initial data for building a hydrodynamic model are: a structural model of a reservoir, a model of faults, a net-to-gross ratio, porosity, permeability, initial saturation for each phase (oil, gas, water), contacts between fluids in the initial state, initial pressure and temperature, description of the aquifer (aquifer), fluid properties (oil, water, gas), relative phase permeabilities, capillary pressures, rock deformation properties, fluid properties (oil, reservoir water, reservoir gas, injection gases), well inclinometry, well events, well design, perforated oil-bearing interval and well productivity, historical data on oil, water and gas production, changes in reservoir and bottomhole pressures over time. Connecting the option of hysteresis of phase permeabilities and diffusion will further improve the accuracy of calculations and increase the efficiency of cyclic injection. The parameters of the relative phase permeabilities can be obtained using special laboratory studies on the core.
Предпочтительно проводить построение полномасштабной гидродинамической модели (ГДМ) пласта для определения пороговых значений газового фактора и расхода газа, а также времени выдержки. Для этого до построения полномасштабной ГДМ выполняется построение ГДМ, описывающей керновые эксперименты в лаборатории. Далее выполняется адаптация ГДМ керна на фактические результаты исследований пласта/скважины. Учитывая результаты адаптации ГДМ керна выполняется масштабированием модели и укрупнение ее до уровня полномасштабной ГДМ. Для этого проводится моделирование полномасштабной закачки газов с условием использования такого же размера гидродинамической сетки, как и в ГДМ керна. Далее проводятся сравнительные расчеты на укрупненной сетке с обязательной корректировкой параметров модели для доведения отклонений рассчитанных параметров на моделях до минимальных. Также можно проводить построение секторной ГДМ и осуществлять соответствующие расчет по ней. Указанные работы по адаптации ГДМ являются понятными для специалиста и позволяют дополнительно повысить точность определения необходимых значений.It is preferable to build a full-scale hydrodynamic model (HDM) of the formation to determine the threshold values of the gas factor and gas flow rate, as well as the holding time. For this, before the construction of a full-scale HDM, the construction of a HDM is performed, which describes the core experiments in the laboratory. Next, the HDM core is adapted to the actual results of the reservoir / well survey. Taking into account the results of the adaptation of the HDM core, the model is scaled and enlarged to the level of a full-scale HDM. For this, a simulation of full-scale gas injection is carried out with the condition of using the same size of the hydrodynamic grid as in the HDM core. Further, comparative calculations are carried out on the enlarged grid with the obligatory correction of the model parameters to bring the deviations of the calculated parameters on the models to the minimum. You can also construct a sectoral hydrodynamic model and carry out the corresponding calculation on it. These works on the adaptation of the HDM are understandable for a specialist and allow to further improve the accuracy of determining the required values.
Значения коэффициента диффузии и скорости растворения могут быть получены из литературы для аналогичных по свойствам флюидов и газа, либо по результатам лабораторных исследований. Например, по динамике изменения давления в PVT-бомбе без перемешивания, либо при фильтрации газа через нефтенасыщенный керн с трещиной с известными параметрами. Указанные исследования являются известными для специалиста.The values of the diffusion coefficient and dissolution rate can be obtained from the literature for fluids and gases with similar properties, or from the results of laboratory studies. For example, by the dynamics of pressure change in a PVT bomb without stirring, or when filtering gas through an oil-saturated core with a fracture with known parameters. These studies are known to the specialist.
В случае, если по результатам моделирования определено, что время выдержки скважины меньше времени технологических операций для перехода от стадии закачки к стадии добычи, то за время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, принимается время, требующееся на технологические операции для перехода от стадии закачки к стадии добычи.If, according to the simulation results, it is determined that the holding time of the well is less than the time of technological operations for the transition from the injection stage to the production stage, then for the well holding time sufficient for effective gas dissolution, the time required for technological operations to move from the injection stage is taken to the stage of production.
Определение пороговых значений дебита углеводородного флюида и расхода газа и времени выдержки скважины может быть проведено предварительно перед разработкой залежи углеводородов либо, как указывалось выше - в процессе разработки, т.е. определение порогового газового фактора может быть осуществлено на стадии добычи, пороговое значение расхода газа - на стадии закачки.The determination of the threshold values of the hydrocarbon fluid flow rate and gas flow rate and the well holding time can be carried out in advance before the development of the hydrocarbon reservoir or, as mentioned above, during the development process, i.e. the determination of the threshold gas factor can be carried out at the stage of production, the threshold value of the gas flow rate - at the stage of injection.
Если на месторождении доступны различные типы газов закачки или, например, газы с различным составом, то предварительное определение, в частности с помощью моделирования, пороговых значений газового фактора и расхода газа, а также времени выдержки скважины позволит выбрать газ закачки, который обеспечит максимальную добычу нефти (либо NPV).If different types of injection gases are available in the field or, for example, gases with different compositions, then preliminary determination, in particular by means of modeling, the threshold values of the gas factor and gas flow rate, as well as the holding time of the well, will allow choosing the injection gas that will ensure maximum oil production. (or NPV).
Значения газового фактора, расхода газа и времени выдержки предпочтительно рассчитывать для каждого цикла закачки с учетом установившегося после стадии добычи пластового давления либо при изменении условий закачки (технических) и, соответственно, забойного давления. Это позволит дополнительно повысить нефтеотдачу, эффективность способа увеличения нефтеотдачи, сокращение времени проведения циклов при закачке, в результате учета текущего термобарического состояния и насыщенности пласта для каждого цикла. Т.к. в результате изменений текущего состояния от цикла к циклу длительности стадий добычи, закачки и выдержки могут меняться. It is preferable to calculate the values of the gas factor, gas flow rate and holding time for each injection cycle, taking into account the formation pressure established after the production stage or when the injection conditions (technical) and, accordingly, the bottomhole pressure change. This will further increase oil recovery, increase the efficiency of the enhanced oil recovery method, reduce the cycle time during injection, as a result of taking into account the current thermobaric state and reservoir saturation for each cycle. Because As a result of changes in the current state from cycle to cycle, the duration of the stages of production, injection and holding may change.
Определение порогового газового фактора, порогового расхода газа, времени выдержки и разработку залежи может проводиться как для одной скважины, так и для группы скважин, которые характеризуются одинаковым заканчиванием и значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), которые отличаются не более, чем на 10%. В этом случае могут проводиться множественные расчеты на ГДМ для одной скважины или усредненной скважины для группы со схожими ФЕС и одинаковым заканчиванием и осуществляется определение пороговых значений. Указанная разница значений ФЕС предпочтительна. Окончательное решение об условиях включения скважин в одну группу может быть принято специалистом самостоятельно с учетом всех имеющихся у него данных.Determination of the threshold gas factor, threshold gas flow rate, holding time and reservoir development can be carried out both for one well and for a group of wells that are characterized by the same completion and values of reservoir properties (reservoir properties), which differ by no more than 10% ... In this case, multiple simulation calculations can be performed for one well or an average well for a group with similar reservoir properties and the same completion, and threshold values are determined. The indicated difference in reservoir properties is preferable. The final decision on the conditions for including wells in one group can be made by a specialist independently, taking into account all the data he has.
Газом закачки может быть любой газ, используемый для разработки залежи углеводородов путем циклический закачки, в частности, углеводородный газ.The injection gas can be any gas used to develop a hydrocarbon reservoir by cyclic injection, in particular, hydrocarbon gas.
Для объектов, где возможности компрессора не позволяют закачивать во все скважины оптимальное количество газа, подбираются функции, описывающие зависимость NPV от расхода закачиваемого газа и зависимость оптимальной длительности отстоя в зависимости от накопленной закачки газа. Распределение газа по скважинам производится пропорционально потенциальному NPV рассчитанному по полученным на секторных ГДМ зависимостям. For facilities where the compressor's capabilities do not allow the optimal amount of gas to be pumped into all wells, functions are selected that describe the dependence of NPV on the flow rate of the injected gas and the dependence of the optimal duration of sludge depending on the accumulated gas injection. The distribution of gas among the wells is proportional to the potential NPV calculated from the dependencies obtained on the sectoral hydrodynamic model.
Технический результат достигается также при использовании в способе компьютерной системы, которая содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет при помощи моделирования определение порогового значения газового фактора для стадии добычи, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида, порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину на стадии закачки, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, времени выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа.The technical result is also achieved when a computer system is used in the method, which contains at least one processor and a program code, under the control of which the processor performs, by means of simulation, the determination of the threshold value of the gas factor for the production stage, after which the gas factor increases with a drop in the flow rate of the hydrocarbon fluid, the threshold value of the gas flow rate injected into the well at the injection stage, at which the transition to the stationary filtration process is ensured, the well holding time sufficient for effective gas dissolution.
Также технический результат достигается при использовании с способе машиночитаемого носителя, на котором сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет определение порогового значения газового фактора для стадии добычи, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида, порогового значения расхода газа, закачиваемого в скважину на стадии закачки, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, времени выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа.Also, the technical result is achieved when used with the method of a computer-readable medium, on which a computer program is stored, which has a program code, when executed on a computer, the processor determines the threshold value of the gas factor for the production stage, after which the gas factor increases when the flow rate of the hydrocarbon fluid falls, the threshold value the flow rate of gas injected into the well at the injection stage, at which the transition to the stationary filtration process is ensured, the holding time of the well is sufficient for effective gas dissolution.
Достижение технического результата обеспечивается за счет определения порогового значения газового фактора для стадии добычи, порогового значения расхода газа для стадии закачки и времени выдержки скважины, при которых будет обеспечиваться высокая эффективность работы энергии газа на вытеснение нефти при добыче, закачки газа для восстановления пластового давления с исключением продавливания углеводородного флюида в глубь пласта и эффективность проникновения газа в пласта и растворения в углеводородном флюиде за счет процессов фильтрации и диффузии.The achievement of the technical result is ensured by determining the threshold value of the gas factor for the production stage, the threshold value of the gas flow rate for the injection stage and the holding time of the well, at which high efficiency of the gas energy will be provided for displacing oil during production, gas injection to restore reservoir pressure with the exception of pushing hydrocarbon fluid deep into the formation and the efficiency of gas penetration into the formation and dissolution in the hydrocarbon fluid due to filtration and diffusion processes.
Пороговое значение газового фактора может быть определено при помощи моделирования при осуществлении следующих стадий: моделирование добычи на истощение на срок не менее 350 дней; построение зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора; определение по смоделированной зависимости значения газового фактора, после которого при снижении дебита углеводородного флюида значение газового фактора начинает увеличиваться.The GOR threshold can be determined by simulation using the following stages: Simulation of production for depletion for a period of at least 350 days; plotting the dependence of the value of the oil production rate on the value of the gas factor; determination of the value of the gas factor from the simulated dependence, after which, with a decrease in the flow rate of the hydrocarbon fluid, the value of the gas factor begins to increase.
При моделировании для данной скважины (или группы скважин) могут учитываться минимальное значение газового фактора, соответствующее текущей газонасыщенности углеводородного флюида, и максимальное значение газового фактора, соответствующее техническим возможностям наземного оборудования на прием газа, проводят моделирование в пределах этих значений.When simulating for a given well (or a group of wells), the minimum value of the gas factor corresponding to the current gas saturation of the hydrocarbon fluid can be taken into account, and the maximum value of the gas factor corresponding to the technical capabilities of the surface equipment to receive gas, modeling is carried out within these values.
В случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое больше его максимального значения, в качестве порогового значения фиксируют максимальное значение газового фактора, в случае, если пороговое значение газового фактора соответствует значению газового фактора, которое меньше его минимального значения, в качестве порогового значения фиксируют минимальное значение газового фактора.In the event that the threshold value of the GOR corresponds to the value of the GOR that is greater than its maximum value, the maximum value of the GOR is recorded as the threshold value, if the threshold value of the GOR corresponds to the value of the GOR that is less than its minimum value, as the threshold value fix the minimum value of the gas factor.
Пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, определяют при осуществлении следующих стадий: закачку газа в скважину и фиксацию изменения в процессе закачки значений расхода газа и пластового давления; определение значения коэффициента приемистости для зафиксированных значений; построение зависимости значений производной по времени коэффициента приемистости для данной скважины от значения коэффициента приемистости; фиксация значений, при которых построенная зависимость становится прямой; определение и фиксация значения расхода газа, соответствующего зафиксированных не предыдущей стадии значений.The threshold value of the flow rate of gas injected into the well is determined during the implementation of the following stages: injection of gas into the well and fixation of changes in the process of injection of values of gas flow rate and reservoir pressure; determination of the value of the coefficient of injectivity for the fixed values; plotting the dependence of the values of the time derivative of the injectivity factor for a given well on the value of the injectivity factor; fixing the values at which the constructed dependence becomes straight; determination and fixation of the gas consumption value corresponding to the values recorded not at the previous stage.
При моделировании для определения пороговых значений газового фактора и расхода газа может применяться гидродинамическая модель. In simulations, a hydrodynamic model can be used to determine the GOR and gas flow thresholds.
Время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, может быть определено с использованием гидродинамической модели, которая включает данные о значениях коэффициента диффузии и скорости растворения газа закачки в углеводородном флюиде. The well holding time sufficient for effective gas dissolution can be determined using a hydrodynamic model that includes data on the values of the diffusion coefficient and the rate of dissolution of the injection gas in the hydrocarbon fluid.
Время выдержки скважины, достаточное для эффективного растворения газа, определяют путем моделирования при осуществлении следующих стадий: множественное моделирование для различных значений времени выдержки скважины с учетом времени этапа добычи и значений накопленного флюида в результате добычи; расчет отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида; определение максимального значения отношения значений накопленного флюида в результате добычи к сумме соответствующих значений времени выдержки скважины и времени стадии добычи флюида; фиксация времени выдержки, которая соответствует определенному на предыдущей стадии значению.The well holding time sufficient for efficient gas dissolution is determined by modeling during the following stages: multiple modeling for different well holding times, taking into account the time of the production stage and the values of the accumulated fluid as a result of production; calculating the ratio of the values of the accumulated fluid as a result of production to the sum of the corresponding values of the holding time of the well and the time of the stage of fluid production; determining the maximum value of the ratio of the values of the accumulated fluid as a result of production to the sum of the corresponding values of the holding time of the well and the time of the stage of fluid production; fixing the holding time, which corresponds to the value determined at the previous stage.
Определение порогового газового фактора, порогового расхода газа, времени выдержки и разработку залежи может быть проведено как для одной скважины, так и для группы скважин с одинаковым заканчиванием и значениями фильтрационно-емкостных свойств, которые отличаются не более, чем на 10%. Указанная разница в значениях ФЕС предпочтительна, однако решение о возможной разнице в значениях для отнесения скважин в одну группу может быть принято специалистом самостоятельно. Determination of the threshold gas factor, threshold gas flow rate, holding time and reservoir development can be carried out both for one well and for a group of wells with the same completion and values of reservoir properties that differ by no more than 10%. The specified difference in reservoir properties is preferable, however, the decision on the possible difference in values for assigning wells to one group can be made by a specialist independently.
Для автоматизации расчетов по определению режимов работы скважины на каждом цикле разработки может быть использована надстройка к известным гидродинамическим симуляторам.To automate calculations to determine the well operation modes at each development cycle, an add-on to known hydrodynamic simulators can be used.
Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа, в котором определяют пороговое значение газового фактора, после которого газовый фактор увеличивается при падении дебита углеводородного флюида, пороговое значение расхода газа, закачиваемого в скважину, при котором обеспечивается переход к процессу стационарной фильтрации, и время выдержки скважины, достаточного для эффективного растворения газа. Осуществляют разработку залежи углеводородов, каждый цикл которой включает стадии (фиг.1): добычи 1 углеводородного флюида из по меньшей мере одной скважины до порогового значения газового фактора; закачки 2 в эту же скважину газа до порогового значения расхода газа; выдержки скважины 3 в течение времени, достаточного для эффективного растворения газа.A method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection, in which a threshold value of the gas-oil ratio is determined, after which the gas-oil ratio increases with a drop in the flow rate of the hydrocarbon fluid, the threshold value of the flow rate of gas injected into the well, at which the transition to the stationary filtration process is ensured, and the holding time of the well, sufficient to effectively dissolve the gas. Carry out the development of hydrocarbon deposits, each cycle of which includes the stages (figure 1): production of 1 hydrocarbon fluid from at least one well to the threshold value of the gas factor;
Изобретение поясняется фигурами.The invention is illustrated by the figures.
На фигуре 1 представлена схема цикла разработки залежи углеводородов заявленного способа, где 1 - стадия добычи, 2 - стадия закачки газа, 3 - стадия выдержки.Figure 1 shows a diagram of the development cycle of a hydrocarbon deposit of the claimed method, where 1 is the production stage, 2 is the gas injection stage, and 3 is the holding stage.
На фигуре 2 представлена зависимость изменения дебита нефти от газового фактора, где 4 - пороговое значение дебита углеводородного флюида, 5 - область падения значения газового фактора при снижении дебита, 6 - область увеличения газового фактора при снижении дебита, 7 – начало стадии добычи.Figure 2 shows the dependence of the change in the oil flow rate on the GOR, where 4 is the threshold value of the flow rate of the hydrocarbon fluid, 5 is the area of the drop in the value of the GOR with a decrease in the flow rate, 6 is the area of the increase in the GOR with a decrease in the flow rate, 7 is the beginning of the production stage.
На фигуре 3 представлены рассчитанные 8 - длительность стадии добычи в днях, 9 - значение газового фактора, соответствующее пороговому значению дебита углеводородного флюида для первых циклов способа.Figure 3 shows the calculated 8 - the duration of the production stage in days, 9 - the value of the gas factor corresponding to the threshold value of the flow rate of the hydrocarbon fluid for the first cycles of the method.
На фигуре 4 - представлена зависимость коэффициента приемистости скважины от производной по времени коэффициента приемистости, где 10 - минимальный эффективный коэффициент приемистости, который характеризует момент для завершения стадии закачки газа и по которому производится расчет соответствующего порогового значения расхода газа. Figure 4 shows the dependence of the well injectivity factor on the time derivative of the injectivity factor, where 10 is the minimum effective injectivity factor, which characterizes the moment for the completion of the gas injection stage and according to which the corresponding threshold value of the gas flow rate is calculated.
На фигуре 5 - представлены изменения значений 11 - дебита нефти, 12 - расхода газа при разработке залежи углеводородов в днях для двух первых циклов, где 13 - пороговое значение дебита углеводородного флюида, 14 - пороговое значение расхода газа закачки, 15 - время стадии выдержки скважины для первого цикла, 16 - время стадии добычи для второго цикла.Figure 5 shows the changes in the values of 11 - oil flow rate, 12 - gas flow rate during the development of hydrocarbon deposits in days for the first two cycles, where 13 is the threshold value of the flow rate of the hydrocarbon fluid, 14 is the threshold value of the injection gas flow rate, 15 is the time of the well holding stage for the first cycle, 16 is the production stage time for the second cycle.
На фигуре 6 - представлена зависимость значения отношения накопленной добычи отнесенной к суммарной длительности в днях стадии выдержки первого цикла и стадии добычи второго цикла, где 17 - время выдержки в днях, достаточное для эффективного растворения газа. Figure 6 shows the dependence of the value of the ratio of cumulative production related to the total duration in days of the holding stage of the first cycle and the stage of production of the second cycle, where 17 is the holding time in days sufficient for effective gas dissolution.
На фигуре 7 - представлен вид секторной ГДМ для начала второго цикла разработки залежи углеводородов.Figure 7 shows a view of the sectoral hydrodynamic model for the beginning of the second cycle of development of a hydrocarbon reservoir.
Приведенный пример (частная форма реализации) служит для иллюстрации изобретения и не должен рассматриваться, как ограничивающий изобретение.The given example (particular form of implementation) serves to illustrate the invention and should not be construed as limiting the invention.
Ниже представлен пример реализации заявляемого способа при закачке углеводородного газа (ПНГ) для выбранной скважины с частью вскрытого ею пласта. Исходные технические данные: скважина с горизонтальным окончанием длиной 500 м, МГРП 4 стадии с полудлиной трещин – 50 метров, глубина кровли пласта 3500м, начальное пластовое давление 32Мпа, общая мощность 10 м, песчанистость 70%, пористость 5,6%, проницаемость 1мД, с начальной нефтенасыщенностью 60%, вязкостью нефти 0,7 сПз, давлением насыщения16,5 МПа.Below is an example of the implementation of the proposed method for the injection of hydrocarbon gas (APG) for a selected well with a part of the reservoir that was exposed by it. Initial technical data: well with horizontal end 500 m long, multistage hydraulic fracturing of 4 stages with fracture half-length - 50 meters, formation top depth 3500 m, initial reservoir pressure 32 MPa, total thickness 10 m, net-to-
Для определения коэффициента диффузии и скорости растворения газа в нефти были проведены предварительные исследования в PVT-бомбе. Согласно проведенным исследованиям они составили в среднем для ПНГ 0,22 м2/сут, для пластовой нефти 0,04 м2/сут, для межфазной диффузии 0,02 м2/сут.To determine the diffusion coefficient and the rate of gas dissolution in oil, preliminary studies were carried out in a PVT bomb. According to the studies, they averaged 0.22 m 2 / day for APG, 0.04 m 2 / day for reservoir oil, and 0.02 m 2 / day for interphase diffusion.
В данном случае определение порогового значения газового фактора, порогового значения расхода газа и времени выдержки скважины осуществлялось с помощью моделирования, а именно с использованием ГДМ. Предварительно было проведено построение секторной гидродинамической модели с использованием программного комплекса tNavigator.In this case, the determination of the threshold value of the gas factor, the threshold value of the gas flow rate and the holding time of the well was carried out using simulation, namely, using the hydrodynamic model. Previously, a sector hydrodynamic model was built using the tNavigator software package.
После чего проводят серию гидродинамических расчетов на секторной гидродинамической модели для определения параметров разработки залежи углеводородов. Исходя из вариативности параметров, используя встроенные в современные гидродинамические симуляторы расширения для проведения многовариантных расчетов с учетом неопределенностей, формируется набор гидродинамических моделей с различными сценариями, используя различные математические методы (метод Монте-Карло, латинский гиперкуб, математический перебор). Также возможно формирование таких вариантов расчетов вручную.After that, a series of hydrodynamic calculations is carried out on the sector hydrodynamic model to determine the parameters of the development of hydrocarbon deposits. Based on the variability of the parameters, using the expansions built into modern hydrodynamic simulators to carry out multivariate calculations taking into account uncertainties, a set of hydrodynamic models with different scenarios is formed using various mathematical methods (Monte Carlo method, Latin hypercube, mathematical search). It is also possible to generate such calculation options manually.
Определение необходимых значений по полученной ГДМ проводят по следующему алгоритму:The determination of the required values for the obtained GDM is carried out according to the following algorithm:
1. моделируется (рассчитывается) добыча на истощение на длительный срок
(350 дней);1.Modeled (calculated) production for depletion for a long time
(350 days);
2. строится график зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора и находится пороговое значение газового фактора (фиг.2);2. a graph of the dependence of the value of the oil production rate on the value of the gas factor is plotted and the threshold value of the gas factor is found (figure 2);
3. производится рестарт расчета с момента достижения порогового значения газового фактора и с этого момента проводится расчет закачки газа в данную скважину на длительное время (достаточное для выхода на оптимальный расход газа). 3. the calculation is restarted from the moment the threshold value of the gas factor is reached and from this moment the calculation of gas injection into the given well for a long time (sufficient to reach the optimal gas flow rate) is carried out.
4. строится график зависимости d(Kприем)/dt от Кприем в билогарифмических координатах и находится точка, после которой график выходит на прямую линию и определяется пороговое значение расхода газа;4. a graph of d (Kreception) / dt versus Kreception is plotted in logarithmic coordinates and a point is found after which the graph goes to a straight line and the threshold value of the gas flow rate is determined;
5. производятся рестарты расчета с момента достижения порогового значения расхода газа, в каждом рестарте моделируется остановка скважины на разное время с последующим запуском ее в добычу на длительный срок; 5. the calculation is restarted from the moment the gas flow rate threshold value is reached; in each restart, the well is stopped for a different time and then put into production for a long time;
6. для каждой полученной кривой добычи определяется значение порогового газового фактора и накопленная добыча до момента достижения этого значения, для каждого рестарта рассчитывается отношение накопленной добычи цикла, следующего за расчетным, к сумме времени стадии выдержки расчетного цикла и времени стадии добычи цикла, следующего за расчетным (qср) по формуле:6.For each obtained production curve, the value of the threshold gas factor and the cumulative production until this value is reached, for each restart, the ratio of the accumulated production of the cycle following the calculated one to the sum of the holding stage of the calculated cycle and the time of the production stage of the cycle following the calculated one is calculated (q cf ) by the formula:
где 
7. выбирается расчет с максимальным значением qср, для него выполняются цикл действий, начиная с шага 3, т.к. значение накопленной добычи для последующего цикла определяется по соответствию дебита для этого цикла пороговому значению газового фактора.7. the calculation with the maximum value of q cf is selected, for it a cycle of actions is performed, starting from
На фигуре 2 представлен график зависимости значения дебита нефти от значения газового фактора. Изначально дебит нефти снижается вместе со снижением газового фактора 5, в определенный момент (пороговое значение) 4 газовый фактор начинает расти, в то время как дебит нефти продолжает падать 6. Наиболее эффективной добыча нефти является до точки 4 на фиг.2, то есть добычу нефти необходимо остановить при достижении этого порогового значения и перейти к закачке газа.Figure 2 shows a graph of the dependence of the oil production rate on the value of the gas factor. Initially, the oil flow rate decreases along with a decrease in the
Аналогичные расчеты проводятся индивидуально для каждого цикла. На фигуре 3 представлен график для нескольких первых циклов разработки, отражающий пороговые значения газового фактора для каждого цикла 9 и соответствующая им длительность добычи 8, которая варьируется от 51 до 90 дней для различных циклов. Similar calculations are carried out individually for each cycle. Figure 3 is a graph for the first few development cycles, showing the GOR thresholds for each cycle 9 and the
На фигуре 4 представлен график зависимости коэффициента приемистости скважины от производной по времени коэффициента приемистости, по которому видно, что после точки 10 (пороговое значение), зависимость становится прямой, что характеризует переход к стационарному режиму фильтрации. Для данной точки (значению коэффициента приемистости) определяют пороговое значение расхода газа при закачке. Указанному коэффициенту приемистости при забойном давлении 45МПа и пластовом давлении 35 МПа соответствует расход газа 220 тыс. м3/сут. Т.е. при этом значении расхода газа закачку следует прекратить и перейти к стадии выдержки.Figure 4 shows a graph of the dependence of the well injectivity factor on the time derivative of the injectivity factor, which shows that after point 10 (threshold value), the dependence becomes straight, which characterizes the transition to a stationary filtration mode. For this point (the value of the injectivity coefficient), the threshold value of the gas flow rate during injection is determined. The specified injectivity coefficient at a bottomhole pressure of 45 MPa and a reservoir pressure of 35 MPa corresponds to a gas flow rate of 220 thousand m 3 / day. Those. at this value of the gas flow rate, injection should be stopped and go to the holding stage.
На фигуре 5 представлены кривые изменения дебита нефти 11 и расхода ПНГ 12 с указанием порогового значения дебита 13 (соответствует пороговому значению газового фактора) и порогового значения расхода газа 14 при разработке залежи углеводородов в днях для первого цикла. Моделируется стадия добычи второго цикла, а именно длительность 16 и значение накопленной добычи. Для различных значений времени стадии выдержки первого цикла 15 по уравнению 2 рассчитывается максимальное значение отношения накопленной добычи цикла, следующего за расчетным, к сумме времени стадии выдержки расчетного цикла и времени стадии добычи цикла, следующего за расчетным (qср). Определяется максимальное значение qср (фиг.6) и соответствующее ему время стадии выдержки.Figure 5 shows the curves of changes in the
Аналогично рассчитываются пороговые значения газового фактора, пороговые значения расхода газа и время выдержки для последующих циклов. По определенным таким образом значениям проводят разработку залежи углеводородов: добычу нефти из скважины до определенного выше значения порогового газового фактора, затем закачку в скважину ПНГ до порогового значения расхода газа и последующую выдержку в течение времени, достаточного для эффективного растворения газа. GOR thresholds, gas flow thresholds and holding times for subsequent cycles are calculated in a similar way. According to the values determined in this way, the development of hydrocarbon deposits is carried out: oil production from the well to the above-defined threshold gas factor, then injection of APG into the well to the threshold value of the gas flow rate and subsequent holding for a time sufficient for effective gas dissolution.
Достижение технического результата обеспечивается за счет того, что на всех стадиях учитывается эффективность протекающих процессов, в результате чего используется минимальный расход газа, при котором обеспечивается максимальное увеличение нефтеотдачи (максимальная накопленная добыча). При этом представленные фигуры подтверждают в том числе, что по сравнению с уровнем техники заявленный способ обеспечивает снижение времени на проведение стадий каждого цикла. The achievement of the technical result is ensured due to the fact that at all stages the efficiency of the ongoing processes is taken into account, as a result of which the minimum gas consumption is used, at which the maximum increase in oil recovery is ensured (maximum cumulative production). In this case, the presented figures confirm, among other things, that in comparison with the prior art, the claimed method provides a reduction in the time spent on the stages of each cycle.
Таким образом, приведенный пример реализации подтверждает достижение технического результата, а именно увеличение нефтеотдачи, повышение эффективности способа (повышение количества добываемой нефти относительно закачиваемого объема газа – повышение технологической эффективности использования ресурса газа), а также упрощение способа разработки пласта и сокращение времени проведения циклов при закачке газа, для заявленного способа, а также для компьютерной системы и машиночитаемого носителя для использования в заявленном способе.Thus, the given example of implementation confirms the achievement of the technical result, namely, an increase in oil recovery, an increase in the efficiency of the method (an increase in the amount of oil produced relative to the injected volume of gas - an increase in the technological efficiency of using a gas resource), as well as a simplification of the method of reservoir development and a reduction in the cycle time during injection. gas, for the inventive method, as well as for a computer system and a computer-readable medium for use in the inventive method.
Claims (92)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020144014A RU2750458C1 (en) | 2020-12-30 | 2020-12-30 | Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020144014A RU2750458C1 (en) | 2020-12-30 | 2020-12-30 | Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2750458C1 true RU2750458C1 (en) | 2021-06-28 |
Family
ID=76755830
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020144014A RU2750458C1 (en) | 2020-12-30 | 2020-12-30 | Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2750458C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115372197A (en) * | 2022-08-22 | 2022-11-22 | 西安石油大学 | Evaluation method for quantifying clay imbibition oil displacement effect based on imbibition-ion diffusion lag time |
| RU2800705C1 (en) * | 2022-10-21 | 2023-07-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Oil field development method (embodiments), computer system for use in the method (embodiments), computer-readable medium for use in the method (embodiments) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2301895C2 (en) * | 2005-09-05 | 2007-06-27 | ООО "НК "Роснефть"-Научно-технический центр" | Method for underground gas storage creation in depleted oil-and-gas deposit |
| RU2490437C1 (en) * | 2012-01-24 | 2013-08-20 | Александр Вячеславович Лобусев | Procedure for development of hydrocarbon deposit |
| RU2625829C2 (en) * | 2015-12-30 | 2017-07-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of hydrocarbons deposit develompent in low-permeability sediments |
| US20200088016A1 (en) * | 2015-12-07 | 2020-03-19 | Texas Tech University System | Method for optimization of huff-n-puff gas injections in hydrocarbon reservoirs |
-
2020
- 2020-12-30 RU RU2020144014A patent/RU2750458C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2301895C2 (en) * | 2005-09-05 | 2007-06-27 | ООО "НК "Роснефть"-Научно-технический центр" | Method for underground gas storage creation in depleted oil-and-gas deposit |
| RU2490437C1 (en) * | 2012-01-24 | 2013-08-20 | Александр Вячеславович Лобусев | Procedure for development of hydrocarbon deposit |
| US20200088016A1 (en) * | 2015-12-07 | 2020-03-19 | Texas Tech University System | Method for optimization of huff-n-puff gas injections in hydrocarbon reservoirs |
| RU2625829C2 (en) * | 2015-12-30 | 2017-07-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of hydrocarbons deposit develompent in low-permeability sediments |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| GANDI T. D. et al., An Experimental Study of Cyclic Gas Injection to Improve Shale Oil Recovery, paper SPE 166334 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, La., USA, 30 September-2 October, 2013. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115372197A (en) * | 2022-08-22 | 2022-11-22 | 西安石油大学 | Evaluation method for quantifying clay imbibition oil displacement effect based on imbibition-ion diffusion lag time |
| CN115372197B (en) * | 2022-08-22 | 2024-06-04 | 西安石油大学 | Evaluation method for quantifying clay swelling oil displacement effect based on imbibition-ion diffusion lag time |
| RU2800705C1 (en) * | 2022-10-21 | 2023-07-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Oil field development method (embodiments), computer system for use in the method (embodiments), computer-readable medium for use in the method (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110608024B (en) | Volume fracturing method for improving filling efficiency of micro-support system by deep shale gas | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| US20120325467A1 (en) | Method of Controlling Solvent Injection To Aid Recovery of Hydrocarbons From An Underground Reservoir | |
| CA2996081C (en) | Avoiding water breakthrough in unconsolidated sands | |
| US20120234535A1 (en) | Method Of Injecting Solvent Into An Underground Reservoir To Aid Recovery Of Hydrocarbons | |
| RU2750458C1 (en) | Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection | |
| Yehia et al. | Improving the shale gas production data using the angular-based outlier detector machine learning algorithm | |
| CA2898065C (en) | Pressure cycling with mobilizing fluid circulation for heavy hydrocarbon recovery | |
| Khusnutdinova et al. | Experience of applying the shock wave impact method for the bottomhole zone | |
| CN109296363A (en) | Extra-low permeability oil reservoirs CO2Drive initial productivity prediction technique | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| Volovetskyi et al. | Experimental Studies of Efficient Wells Completion in Depleted Gas Condensate Fields by Using Foams | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| CN110067555A (en) | The determination method and apparatus of the minimum dynamic holdup of carbonate rock oil well | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2630318C1 (en) | Development method of tight oil reservoirs by cyclic pumping of carbon dioxide | |
| RU2811097C1 (en) | Method for increasing efficiency of enhanced oil recovery (eor) methods | |
| Dymond et al. | Magnus field: surfactant stimulation of water-injection wells | |
| RU2680089C1 (en) | Superhigh viscosity oil with aquifers deposit development method | |
| RU2819869C1 (en) | Method for acid treatment of bottomhole zone of oil producing and injection well | |
| RU2613404C1 (en) | Method for formation water-gas simulation during oil deposits development | |
| RU2527419C2 (en) | Development method for oil and gas wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20220225 |