RU2779501C1 - Method for developing a geologically heterogeneous oil reservoir by waterflooding - Google Patents
Method for developing a geologically heterogeneous oil reservoir by waterflooding Download PDFInfo
- Publication number
- RU2779501C1 RU2779501C1 RU2022104662A RU2022104662A RU2779501C1 RU 2779501 C1 RU2779501 C1 RU 2779501C1 RU 2022104662 A RU2022104662 A RU 2022104662A RU 2022104662 A RU2022104662 A RU 2022104662A RU 2779501 C1 RU2779501 C1 RU 2779501C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- water
- reservoir
- polymer solution
- oil
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 132
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 132
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 89
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 72
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 59
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 32
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 230000001186 cumulative Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 210000004027 cells Anatomy 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 230000000754 repressing Effects 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 241000184339 Nemophila maculata Species 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- -1 chalk Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement Effects 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003628 erosive Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке неоднородного по геологическому строению нефтяного пласта с помощью заводнения. Использование изобретения обеспечивает увеличения охвата залежи воздействием и увеличение добычи нефти за счет повышенной репрессии на пласт, создаваемой путем чередования закачки в нагнетательные скважины раствора полимера и форсированной закачки воды.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of a heterogeneous geological structure of the oil reservoir using flooding. The use of the invention provides an increase in reservoir coverage and an increase in oil production due to increased overbalance on the formation, created by alternating injection of a polymer solution into injection wells and forced injection of water.
Известен способ разработки неоднородной залежи нефти, включающий закачку в залежь через нагнетательные скважины первоначально оторочки пресной воды в объеме 100-150 м на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, затем оторочки 0,1%-ного водного раствора полиакриламида в смеси с каустической содой объемом 40-60 м на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, после чего каждые 3-4 мес закачивают оторочки 0,05%-ного водного раствора полиакриламида в смеси с каустической содой тем же объемом на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, при этом общий объем оторочек полимерного раствора в воде принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти, продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды [RU 2358098 С2, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.06.2009].A known method for the development of a heterogeneous oil reservoir, including the injection into the deposit through injection wells, initially, fresh water rims in the amount of 100-150 m per 1 m of the effective oil-saturated thickness of the deposit, then rims of a 0.1% aqueous solution of polyacrylamide mixed with caustic soda with a volume of 40 -60 m per 1 m of the effective oil-saturated thickness of the deposit, after which every 3-4 months rims of a 0.05% aqueous solution of polyacrylamide mixed with caustic soda are pumped in with the same volume per 1 m of the effective oil-saturated thickness of the deposit, while the total volume of the rims a polymer solution in water is taken in a volume of 0.15-0.2 pore volume of the oil deposit, the rims are pushed each time with fresh water rims [RU 2358098 C2, IPC E21B 43/22, publ. 06/10/2009].
Недостатком способа является его низкая эффективность в нефтяных пластах неоднородных по геологическому строению из-за незначительного увеличения охвата пласта заводнением в результате размывания ограниченных по объему оторочек полимерного раствора закачиваемой водой. Также в процессе реализации способа в результате частой смены режима закачки неизбежно происходит снижение пластового давления на участке проведения работ, что приводит к ограничению отборов жидкости в добывающих скважинах и сопровождается уменьшением нефтеотдачи. К недостаткам способа также следует отнести сложность организации технологического процесса по его реализации при проведении работ в целом на залежи и необходимость наличия постоянного источника пресной воды.The disadvantage of this method is its low efficiency in oil reservoirs of heterogeneous geological structure due to a slight increase in the coverage of the formation by waterflooding as a result of the erosion of volume-limited rims of the polymer solution by the injected water. Also, in the process of implementing the method, as a result of frequent changes in the injection mode, a decrease in reservoir pressure in the work area inevitably occurs, which leads to a limitation of fluid withdrawals in production wells and is accompanied by a decrease in oil recovery. The disadvantages of the method also include the complexity of the organization of the technological process for its implementation when working in general on the deposit and the need for a constant source of fresh water.
Известен способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины, нагнетание водного раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, при этом дополнительно заканчивают суспензию дисперсных частиц, причем нагнетание водного раствора полимера ведут в чередующемся режиме с суспензией дисперсных частиц [RU 2078917 С1, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.1997]. За счет закачки суспензии дисперсных частиц способ позволяет поднять давление в зоне обрабатываемой нагнетательной скважины и предотвратить прорыв закачиваемых агентов - воды и раствора полимера по пласту. Общий объем закачки чередующихся порций водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц в период повышения давления составляет 2500-3000 м3.A known method for the development of heterogeneous oil reservoirs, including a cyclic decrease and increase in pressure in the reservoir by pumping water through injection wells, injecting an aqueous polymer solution and withdrawing oil through production wells, while additionally completing a suspension of dispersed particles, and injecting an aqueous polymer solution is carried out in alternating mode with suspension of dispersed particles [RU 2078917 C1, IPC E21B 43/22, publ. May 10, 1997]. By injecting a suspension of dispersed particles, the method makes it possible to increase the pressure in the zone of the treated injection well and prevent the breakthrough of the injected agents - water and polymer solution through the formation. The total injection volume of alternating portions of an aqueous polymer solution and a suspension of dispersed particles during the period of pressure increase is 2500-3000 m 3 .
Недостатками способа являются его применимость преимущественно на начальной стадии разработки месторождения, а также низкая эффективность на залежах с высокой выработкой запасов и на залежах с пониженным пластовым давлением. Это обусловлено тем, что способ включает режимы закачки понижения и повышения давления в пласте, что неизбежно сопровождается уменьшением собственной энергетики объекта разработки и не позволяет обеспечить высокий уровень отбора жидкости и, соответственно, снижает объем добываемой нефти. Недостатком способа является также то, что нагнетание водного раствора полимера ведут в чередующемся режиме с суспензией дисперсных частиц. Применяемые в рамках способа суспензии дисперсных частиц, включающие кварцевый песок, мел или глинопорошок имеют низкую седиментационную устойчивость в воде, что существенно ограничивает глубину их проникновения в пласт, создает скачкообразный рост давления в призабойной зоне нагнетательных скважин и не способствует росту давления в удаленных зонах коллектора. Это также негативно влияет на энергетику пласта, препятствует ее росту и снижает эффективность проводимых геолого-технических мероприятий.The disadvantages of the method are its applicability mainly at the initial stage of field development, as well as low efficiency in deposits with high depletion of reserves and in deposits with low reservoir pressure. This is due to the fact that the method includes injection modes of lowering and increasing pressure in the reservoir, which is inevitably accompanied by a decrease in the own energy of the development object and does not allow for a high level of fluid withdrawal and, accordingly, reduces the volume of oil produced. The disadvantage of this method is also that the injection of an aqueous solution of the polymer is carried out in alternating mode with a suspension of dispersed particles. The suspensions of dispersed particles used in the method, including quartz sand, chalk or clay powder, have low sedimentation stability in water, which significantly limits the depth of their penetration into the formation, creates an abrupt increase in pressure in the bottomhole zone of injection wells and does not contribute to pressure growth in remote zones of the reservoir. This also negatively affects the energy of the reservoir, hinders its growth and reduces the efficiency of ongoing geological and technical measures.
Известен способ разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения, принятый за прототип, включающий закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера концентрацией 0,10-0,20% и воды, отличающийся тем, что закачку раствора полимера осуществляют несколькими порциями, чередуя их с закачкой воды до получения в пласте раствора полимера концентрацией 0,1-0,001% [RU 2172397 С2, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.08.2001]. Способ предназначен для извлечения нефти из пласта путем чередующейся закачки раствора полимера повышенной концентрации и воды и их перемешивания с целью внутрипластового задания концентрации полимера на запланированном уровне. В рамках способа предусмотрено, что для получения раствора полимера нужной концентрации объем порции полимерной оторочки не должен превышать 100 м.A known method of developing an oil reservoir by polymer flooding, taken as a prototype, includes the injection of an aqueous polymer solution with a concentration of 0.10-0.20% and water into injection wells, characterized in that the injection of the polymer solution is carried out in several portions, alternating them with the injection of water up to obtaining in the reservoir a polymer solution with a concentration of 0.1-0.001% [RU 2172397 C2, IPC E21B 43/22, publ. 20.08.2001]. The method is designed to extract oil from the reservoir by alternating injection of a high concentration polymer solution and water and mixing them in order to set the polymer concentration at the planned level in-situ. Within the framework of the method, it is provided that in order to obtain a polymer solution of the desired concentration, the volume of a portion of the polymer fringe should not exceed 100 m3.
Недостатком известного способа является его низкая эффективность на залежах неоднородных по геологическому строению. В процессе реализации способа на таких объектах в пласте не достигается повышение давления, необходимого для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, перераспределения фильтрационных потоков и увеличения охвата заводнением. Поэтому вытеснение нефти происходит из наиболее проницаемых интервалов, а менее проницаемые зоны пласта остаются не вовлеченными в процесс разработки, что приводит к низкому уровню коэффициента извлечения нефти залежи в целом.The disadvantage of this method is its low efficiency in deposits of heterogeneous geological structure. In the process of implementing the method on such objects in the formation, the pressure increase necessary to equalize the injectivity profile of injection wells, redistribute filtration flows and increase waterflood coverage is not achieved. Therefore, oil is displaced from the most permeable intervals, and the less permeable zones of the formation remain not involved in the development process, which leads to a low oil recovery factor of the reservoir as a whole.
К недостаткам способа относится то, что он не предусматривает избирательное применение на площади месторождения, то есть закачка раствора полимера производится во все нагнетательные скважины объекта. Поэтому при его реализации на залежах, неоднородных по геологическому строению, в зонах высокой проводимости он будет оказывать положительное действие на пласт, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами будет происходить снижение приемистости нагнетательных скважин и ухудшение темпов выработки запасов. Известный способ не эффективен на залежах с высокой выработкой запасов нефти и на залежах с пониженным пластовым давлением, так как он не обеспечивает рост давления в пласте и не способствует поддержанию необходимого уровня добычи жидкости и нефти. Недостатком способа является также то, что объем отдельных порций полимерного раствора ограниченный, поэтому в условиях неоднородного коллектора и высокой приемистости нагнетательных скважин оторочка реагента размывается и не препятствует прорыву закачиваемой воды. Кроме того, такой вариант закачки технически трудоемкий.The disadvantages of the method include the fact that it does not provide for selective application in the area of the field, that is, the polymer solution is injected into all injection wells of the object. Therefore, when it is implemented on deposits that are heterogeneous in geological structure, in zones of high conductivity, it will have a positive effect on the reservoir, and in zones with low porosity and permeability properties, there will be a decrease in the injectivity of injection wells and a deterioration in the rate of reserves development. The known method is not effective in reservoirs with high oil recovery and in reservoirs with low reservoir pressure, since it does not provide an increase in pressure in the reservoir and does not contribute to maintaining the required level of fluid and oil production. The disadvantage of this method is that the volume of individual portions of the polymer solution is limited, therefore, under conditions of a heterogeneous reservoir and high injectivity of injection wells, the reagent slug is eroded and does not prevent the breakthrough of the injected water. In addition, this injection option is technically laborious.
Технической проблемой является повышение эффективности разработки месторождения заводнением с использованием водного полимерного раствора.The technical problem is to increase the efficiency of field development by flooding using an aqueous polymer solution.
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение давления в залежи в результате оптимизации соотношения объемов и режима закачки раствора полимера и воды и увеличение коэффициента извлечения нефти из разнопроницаемых зон и интервалов пласта.The technical result of the claimed invention is to increase the pressure in the deposit as a result of optimizing the ratio of volumes and the mode of injection of a polymer solution and water and an increase in the oil recovery factor from differently permeable zones and reservoir intervals.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем чередующуюся закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера и воды, согласно изобретению закачку указанных агентов производят поэтапно в зонах пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, при этом первоначально закачивают водный раствор полимера, а затем в форсированном режиме закачку воды, что в совокупности обеспечивает повышение давления в пласте. Давление в пласте в период чередующейся закачки водного раствора полимера и воды повышают на каждом этапе и поддерживают на уровне не выше давления раскрытия геологических и техногенных трещин в породах, слагающих пласт. Продолжительность чередующейся закачки раствора полимера и воды выбирают на основании гидродинамического моделирования пласта при этом соотношение продолжительности отдельных этапов закачки водного раствора полимера и воды составляет 0,25-3:1. Способ предусматривает также, что в период форсированной закачки воды может дополнительно закачиваться водорастворимое неионогенное или анионоактивное поверхностно-активное вещество, а при закачке водного раствора полимера в зонах пласта с повышенной неоднородностью продуктивного разреза по проницаемости на первом этапе может добавляться суспензия дисперсных частиц.The specified technical result is achieved by the fact that in the known method of developing an oil deposit, including alternating injection of an aqueous solution of polymer and water into injection wells, according to the invention, the injection of these agents is carried out in stages in reservoir zones with improved poroperm properties, while initially pumping an aqueous solution of the polymer , and then in the forced mode, the injection of water, which together provides an increase in pressure in the reservoir. The pressure in the reservoir during the period of alternating injection of an aqueous solution of polymer and water is increased at each stage and maintained at a level not higher than the opening pressure of geological and man-made fractures in the rocks that make up the reservoir. The duration of the alternating injection of a polymer solution and water is selected on the basis of hydrodynamic modeling of the reservoir, while the ratio of the duration of the individual stages of injection of an aqueous solution of polymer and water is 0.25-3:1. The method also provides that during the period of forced water injection, a water-soluble nonionic or anionic surfactant can be additionally injected, and when an aqueous polymer solution is injected in reservoir zones with increased heterogeneity of the productive section in terms of permeability, a suspension of dispersed particles can be added at the first stage.
Между отличительными признаками заявляемого способа и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь. В отличие от аналогов и прототипа, предлагаемый способ разработки неоднородного по геологическому строению пласта заводнением обеспечивает максимально эффективное воздействие на пласт путем сочетания взаимно дополняющих признаков, основным из которых является закачка водного раствора полимера и воды в определенном режиме, способствующим росту пластового давления, повышению отбора добываемой жидкости и в целом увеличению коэффициента извлечения нефти.Between the distinctive features of the proposed method and the achieved technical result, there is the following causal relationship. Unlike analogues and prototype, the proposed method for the development of a reservoir with a heterogeneous geological structure by waterflooding provides the most effective impact on the reservoir by combining mutually complementary features, the main of which is the injection of an aqueous solution of polymer and water in a certain mode, which contributes to an increase in reservoir pressure, increasing the recovery of produced liquid and generally increase the oil recovery factor.
Это достигается за счет выполнения совокупности следующих мероприятий.This is achieved through the implementation of a combination of the following activities.
Первоначально на площади разрабатываемого объекта для закачки полимерного раствора выделяют зоны с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Закачка раствора полимера в таких зонах оказывает максимальное воздействие на выбранный участок и распространяется также на примыкающие менее проницаемые зоны пласта, при этом снижение продуктивности добывающих скважин не происходит.Initially, zones with improved reservoir properties are identified on the area of the facility being developed for injection of the polymer solution. Injection of a polymer solution in such zones has the maximum impact on the selected area and also extends to the adjacent less permeable zones of the reservoir, while reducing the productivity of producing wells does not occur.
С использованием гидродинамического моделирования подбирают оптимальный вариант чередующейся закачки водного раствора полимера и воды, включающий расчет продолжительности каждого этапа закачки агентов и их соотношение. При этом чередующаяся закачка водного раствора полимера и воды в период обработки скважин должна обеспечивать непрерывный поэтапный прирост давления в пласте и интенсифицировать процесс добычи нефти для получения максимальной и рентабельной дополнительной добычи нефти. Рост давления происходит в результате закачки водного раствора полимера, который обладает повышенной вязкостью, и последующей закачки воды в форсированном режиме. Далее чередующуюся закачку водного раствора полимера и воды повторяют до достижения запланированного технологического эффекта.Using hydrodynamic modeling, the optimal variant of alternating injection of an aqueous solution of polymer and water is selected, including the calculation of the duration of each stage of injection of agents and their ratio. At the same time, the alternating injection of an aqueous solution of polymer and water during the period of well treatment should provide a continuous gradual increase in pressure in the reservoir and intensify the oil production process to obtain maximum and cost-effective additional oil production. The increase in pressure occurs as a result of the injection of an aqueous solution of the polymer, which has an increased viscosity, and the subsequent injection of water in a forced mode. Next, the alternating injection of an aqueous solution of polymer and water is repeated until the planned technological effect is achieved.
Для предотвращения непроизводительной закачки водного раствора полимера и воды при проведении гидродинамического моделирования предусматривают режимы закачки, исключающие рост давления выше давления раскрытия геологических и техногенных трещин в породах, слагающих пласт.To prevent unproductive injection of an aqueous solution of polymer and water during hydrodynamic modeling, injection modes are provided that exclude pressure growth above the opening pressure of geological and technogenic fractures in the rocks that make up the reservoir.
В период форсированной закачки воды способ предусматривает дополнительную закачку водорастворимого неионогенного и/или анионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ). Закачка водорастворимого ПАВ предназначена для вытеснения остаточной нефти из пласта, что в сочетании с форсированной закачкой воды наиболее эффективно. Это наиболее оправдано при наличии застойных зон в пласте и добыче нефти повышенной вязкости.During the period of forced water injection, the method provides for additional injection of a water-soluble nonionic and/or anionic surfactant. Injection of a water-soluble surfactant is designed to displace residual oil from the formation, which is most effective in combination with forced water injection. This is most justified in the presence of stagnant zones in the reservoir and the production of oil with increased viscosity.
В зонах пласта с повышенной неоднородностью продуктивного разреза по проницаемости на первом этапе при закачке водного раствора полимера может добавляться суспензия дисперсных частиц. При высокой неоднородности пласта раствор полимера фильтруется по наиболее проницаемым пропласткам, не обеспечивая необходимой репрессии на залежь, поэтому требуется увеличение концентрации реагента. Более эффективно для снижения проводимости промытых интервалов совместно с раствором полимера дополнительно закачивать суспензию дисперсных частиц.In reservoir zones with increased heterogeneity of the productive section in terms of permeability, a suspension of dispersed particles can be added at the first stage during the injection of an aqueous polymer solution. With a high reservoir heterogeneity, the polymer solution is filtered through the most permeable interlayers, without providing the necessary repression on the reservoir, therefore, an increase in the concentration of the reagent is required. It is more efficient to pump additionally a suspension of dispersed particles together with the polymer solution to reduce the conductivity of the washed intervals.
Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурой, на которой представлена модель пласта неоднородного строения.The proposed technical solution is illustrated by a figure, which shows a model of a reservoir with a heterogeneous structure.
В сравнении с известным техническим решением (прототипом) предлагаемый способ разработки неоднородного по геологическому строению пласта заводнением имеет ряд существенных отличительных признаков. Согласно прототипу на нефтяной залежи не выделяют отдельные участки для организации полимерного заводнения. Поэтому воздействие на пласт путем закачки водного раствора полимера не избирательно и может привести в зонах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами к снижению приемистости нагнетательных скважин и снижению продуктивности добывающих скважин. В соответствии с заявляемым способом для организации полимерного заводнения выбирают зоны с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, что обеспечивает наиболее эффективное воздействие на пласт.In comparison with the known technical solution (prototype), the proposed method for the development of a geologically heterogeneous reservoir by flooding has a number of significant distinguishing features. According to the prototype, the oil reservoir does not allocate separate areas for the organization of polymer flooding. Therefore, the impact on the formation by injection of an aqueous solution of the polymer is not selective and can lead to a decrease in the injectivity of injection wells and a decrease in the productivity of production wells in zones with low reservoir properties. In accordance with the claimed method, for the organization of polymer flooding, zones with improved reservoir properties are selected, which ensures the most effective impact on the formation.
При реализации известного технического решения проводят чередующуюся закачку порций водного раствора полимера и воды, при этом очередность закачки порций и режим закачки не регламентированы. Объем порций водного раствора полимера не превышает 100 м3.When implementing the known technical solution, alternate injection of portions of an aqueous solution of polymer and water is carried out, while the order of injection of portions and the injection mode are not regulated. The volume of portions of the aqueous polymer solution does not exceed 100 m 3 .
В отличие от способа по прототипу заявляемый способ предусматривает определенный режим закачки, направленный на поэтапное увеличение давления в пласте с целью повышения эффективности выработки запасов и включающий на первом этапе закачку порции (оторочки) водного раствора полимера увеличенного объема. При такой очередности закачки начальная репрессия на пласт создается за счет вязкостных свойств раствора полимера. Кроме того, при такой последовательности закачки сразу создают условия для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта воздействием. Последующая закачка оторочки воды производится в форсированном режиме для дополнительного роста давления в пласте. Далее последовательная закачка оторочек раствора полимера и воды в чередующемся режиме повторяется. В период чередующейся закачки водного раствора полимера и форсированной закачки воды давление в пласте поддерживают на уровне не выше давления раскрытия геологических и техногенных трещин в породах, слагающих пласт.In contrast to the method according to the prototype, the claimed method provides for a certain injection mode aimed at a gradual increase in pressure in the reservoir in order to increase the efficiency of reserves development and includes, at the first stage, the injection of a portion (slug) of an increased volume of an aqueous polymer solution. With such a sequence of injection, the initial repression on the reservoir is created due to the viscosity properties of the polymer solution. In addition, with such an injection sequence, conditions are immediately created for leveling the injectivity profile of injection wells and increasing reservoir coverage. The subsequent injection of a water slug is carried out in a forced mode for an additional increase in pressure in the reservoir. Further, the successive injection of polymer solution slug and water in alternating mode is repeated. During the period of alternating injection of an aqueous solution of the polymer and forced injection of water, the pressure in the formation is maintained at a level not higher than the opening pressure of geological and technogenic fractures in the rocks that make up the formation.
Продолжительность закачки отдельных оторочек водного раствора полимера и воды, то есть фактически объем отдельных порций закачиваемых агентов, определяется на основании расчетов различных вариантов с использованием гидродинамического моделирования разрабатываемой залежи, при этом соотношение отдельных оторочек находится в пределах 0,25-3:1. Расчеты показывают, что выбранное соотношение продолжительности закачки отдельных оторочек водного раствора полимера и воды является наиболее результативным при реализации нового способа и обеспечивает существенный прирост дополнительной добычи нефти. При соотношении продолжительности закачек оторочек менее 0,25:1, то есть когда увеличение давления в пласте обеспечивается преимущественно за счет форсированной закачки воды, способ применим, но время его реализации на практике существенно возрастает, а технологическая эффективность снижается. При этом также наблюдается значительное увеличение объема попутно добываемой воды, что значительно увеличивает операционные затраты на добычу нефти. При соотношении продолжительности закачек оторочек более 3:1, когда время непрерывной закачки раствора полимера значительно больше интервала закачки воды технологическая эффективность способа также снижается, при этом существенно снижается удельная эффективность - дополнительная добыча нефти, полученная в пересчете на 1 т закачанного полимера.The duration of injection of individual rims of an aqueous solution of polymer and water, that is, in fact, the volume of individual portions of injected agents, is determined on the basis of calculations of various options using hydrodynamic modeling of the developed deposit, while the ratio of individual rims is in the range of 0.25-3:1. Calculations show that the selected ratio of the duration of injection of individual slug of an aqueous solution of polymer and water is the most effective in the implementation of the new method and provides a significant increase in additional oil production. When the ratio of the slug injection duration is less than 0.25:1, that is, when the pressure increase in the reservoir is provided mainly due to forced water injection, the method is applicable, but the time for its implementation in practice increases significantly, and the technological efficiency decreases. At the same time, there is also a significant increase in the volume of produced water, which significantly increases the operating costs of oil production. When the ratio of the slug injection duration is more than 3:1, when the time of continuous injection of the polymer solution is much longer than the interval of water injection, the technological efficiency of the method also decreases, while the specific efficiency, i.e., additional oil production, obtained in terms of 1 ton of injected polymer, is significantly reduced.
Конкретный вариант закачки, рекомендуемый для практической реализации, в пределах обозначенного соотношения выбирают с учетом получения максимальной дополнительной добычи нефти при оптимальном (экономически обоснованном) объеме попутно добываемой жидкости на месторождении. В качестве водорастворимого полимера в рамках способа могут использоваться различные марки полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы, полиэтиленоксида и другие реагенты. Концентрация реагента в растворе выбирается с учетом фильтрационно-емкостных свойств пласта, вязкости пластовой нефти, приемистости нагнетательных скважин и т.д.A specific injection option recommended for practical implementation, within the indicated ratio, is selected taking into account obtaining the maximum additional oil production with an optimal (economically justified) volume of associated fluid in the field. Various brands of polyacrylamide, carboxymethyl cellulose, polyethylene oxide and other reagents can be used as a water-soluble polymer within the method. The concentration of the reagent in the solution is selected taking into account the reservoir properties of the formation, the viscosity of the formation oil, the injectivity of injection wells, etc.
Отличительным признаком заявляемого технического решения также является то, что способ предусматривает дополнительную закачку водорастворимого неионогенного и/или анионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ) в период форсированной закачки воды. Это повышает эффективность закачиваемого агента при его воздействии на пласт и дополнительно увеличивает коэффициент вытеснения нефти. Закачка водорастворимого ПАВ в сочетании с форсированной закачкой воды способствует доотмыву остаточной нефти из пласта и подключению к разработке застойных слабодренируемых зон пласта. В качестве ПАВ могут использоваться, например, различные товарные формы НПАВ типа «неонол АФ9.12» и АПАВ типа «сульфонол».A distinctive feature of the proposed technical solution is also that the method provides for additional injection of a water-soluble nonionic and/or anionic surfactant (surfactant) during the period of forced water injection. This increases the efficiency of the injected agent when it acts on the reservoir and further increases the oil displacement efficiency. The injection of a water-soluble surfactant in combination with the forced injection of water contributes to the additional washing of residual oil from the reservoir and the connection to the development of stagnant poorly drained reservoir zones. As a surfactant, for example, various commercial forms of nonionic surfactants such as "neonol AF9.12" and surfactants of the "sulfonol" type can be used.
Кроме того, заявляемый способ в зонах пласта с повышенной неоднородностью продуктивного разреза по проницаемости предусматривает на первом этапе при закачке водного раствора полимера дополнительно закачивать суспензию дисперсных частиц. Это предотвращает непроизводительный прорыв водного раствора полимера по наиболее проницаемым пропласткам и способствует эффективному росту давления в пласте. Для закачки в пласт в качестве дисперсных частиц в составе раствора полимера могут использоваться глинопорошок, мел, древесная мука и другие наполнители.In addition, the proposed method in reservoir zones with increased heterogeneity of the productive section in terms of permeability provides, at the first stage, when pumping an aqueous polymer solution, additionally pumping a suspension of dispersed particles. This prevents an unproductive breakthrough of the aqueous polymer solution along the most permeable interlayers and contributes to an effective increase in pressure in the reservoir. For injection into the reservoir, clay powder, chalk, wood flour and other fillers can be used as dispersed particles in the composition of the polymer solution.
В целом, представленная совокупность отличительных признаков отражает универсальность и технологичность способа, что позволяет его использовать при заводнении на различных объектах, неоднородных по геологическому строению, с целью повышения коэффициента извлечения нефти.In general, the presented set of distinctive features reflects the versatility and manufacturability of the method, which allows it to be used in waterflooding at various objects that are heterogeneous in geological structure in order to increase the oil recovery factor.
Сущность заявляемого технического решения и его эффективность поясняется конкретными примерами его реализации, результаты которых получены с использованием гидродинамического моделирования, проведенного на модели пласта неоднородного строения (Таблица 1, примеры №№1-11). Для сравнения в тех же условиях приведены примеры реализации способа по прототипу (пример №12) и традиционных способов - аналогов (примеры №№13-15).The essence of the proposed technical solution and its effectiveness is illustrated by specific examples of its implementation, the results of which were obtained using hydrodynamic modeling carried out on a model of a reservoir of a heterogeneous structure (Table 1, examples Nos. 1-11). For comparison, under the same conditions, examples of the implementation of the method according to the prototype (example No. 12) and traditional methods - analogues (examples Nos. 13-15) are given.
Описание модели пласта, использованной для гидродинамического моделирования процесса заводненияDescription of the reservoir model used for hydrodynamic simulation of the flooding process
Модель пласта неоднородного строения включает четыре совмещенных участка разработки с пятиточечной системой размещения скважин и различными фильтрационно-емкостными свойствами (чертеж). Залежь разрабатывают с использованием заводнения. В модели пласта 36 нагнетательных и 49 добывающих скважин. На каждом участке 9 нагнетательных скважин и 16 добывающих, расстояние между добывающими скважинами 500 м.The heterogeneous reservoir model includes four combined development areas with a five-spot well placement system and various reservoir properties (drawing). The reservoir is developed using flooding. There are 36 injection and 49 production wells in the reservoir model. Each site has 9 injection wells and 16 production wells, the distance between production wells is 500 m.
Каждый участок представлен двумя гидродинамически не связанными между собой пропластками (слоями) различной проницаемости. На границах смежных участков пропластки имеют средние значения проницаемостей.Each section is represented by two hydrodynamically unrelated interlayers (layers) of different permeability. At the boundaries of adjacent sections, interlayers have average permeability values.
Проницаемость слоев участков:Permeability of plot layers:
- участок №1 - верхний слой 50 мД, нижний слой - 350 мД;- section No. 1 - upper layer 50 mD, lower layer - 350 mD;
- участок №2 -верхний слой 30 мД, нижний слой - 200 мД;- section No. 2 - upper layer 30 mD, lower layer - 200 mD;
- участок №3 - верхний слой 20 мД, нижний слой - 150 мД;- section No. 3 - upper layer 20 mD, lower layer - 150 mD;
- участок №4 - верхний слой 10 мД, нижний слой - 100 мД. Гидродинамическая модель пласта имеет размерность 121*121*2 ячеек, размер ячейки: 25*25*5 м.- section No. 4 - the upper layer is 10 mD, the lower layer is 100 mD. The reservoir hydrodynamic model has a dimension of 121*121*2 cells, cell size: 25*25*5 m.
Модель пласта представляет залежь с пористостью 0,2 д.ед., начальной нефтенасыщенностью - 0,7 д.ед. и пластовым давлением - 220 атм. Модель двухфазная: нефть (вязкость 5 сПз) и вода (вязкость 0,5 сПз); запасы модели - 10,7 млн м3, коэффициент вытеснения нефти - 0,643 д.ед., поровый объем - 18,3 млн м3.The reservoir model represents a deposit with a porosity of 0.2 units, an initial oil saturation of 0.7 units. and reservoir pressure - 220 atm. Two-phase model: oil (viscosity 5 cps) and water (viscosity 0.5 cps); model reserves - 10.7 million m3 , oil displacement efficiency - 0.643 units, pore volume - 18.3 million m3 .
Начальные параметры разработки модели пласта на момент реализации нового способа: накопленная добыча нефти - 2,978 млн т; средний дебит жидкости добывающих скважин - 73 м/сут, нефти - 11,1 т/сут; обводненность добываемой продукции - 87%; средняя приемистость нагнетательных скважин - 101 м3/сут; накопленная закачка воды - 9,2 млн м; текущее пластовое давление - 184 атм.The initial parameters for the development of a reservoir model at the time of the implementation of the new method: cumulative oil production - 2.978 million tons; average production well liquid flow rate - 73 m/day, oil - 11.1 t/day; water cut of produced products - 87%; average injectivity of injection wells - 101 m 3 /day; cumulative water injection - 9.2 million m; current formation pressure - 184 atm.
Закачка полимера проводится на участках №1 и №2, характеризующихся улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Концентрация полимера в водном растворе - 0,125 кг/м (0,0125% масс). Свойства раствора полимера: линейная зависимость вязкости от концентрации, фиксированная адсорбция, фиксированный коэффициент остаточного сопротивления породы, нефтеотмывающие свойства отсутствуют.Polymer injection is carried out in areas No. 1 and No. 2, which are characterized by improved reservoir properties. The concentration of the polymer in the aqueous solution is 0.125 kg/m (0.0125% by weight). Properties of the polymer solution: linear dependence of viscosity on concentration, fixed adsorption, fixed coefficient of residual rock resistance, no oil-cleaning properties.
Примеры реализации заявляемого способа и способа по прототипу при разработке месторождения заводнением с использованием гидродинамического моделирования приведены в таблице 1. Расчеты приведены с учетом одинаковых исходных показателей разработки зоны пласта, сопоставимого суммарного количества закачанного полимера и конечного периода расчета технологической эффективности.Examples of the implementation of the proposed method and the method according to the prototype in the development of the field by waterflooding using hydrodynamic modeling are shown in Table 1. The calculations are given taking into account the same initial indicators of the development of the reservoir zone, a comparable total amount of injected polymer and the final period of calculation of technological efficiency.
Для доказательства применимости предлагаемого способа в таблице представлены также результаты гидродинамических расчетов эффективности использования ряда традиционно используемых на практике технологий разработки -способы-аналоги: обычного заводнения (пример №13), заводнения с форсированной закачкой воды (пример №14) и заводнения в сочетании с закачкой полимерного раствора (пример №15 - полимерное заводнение).To prove the applicability of the proposed method, the table also presents the results of hydrodynamic calculations of the efficiency of using a number of development technologies traditionally used in practice - analogue methods: conventional flooding (example No. 13), flooding with forced water injection (example No. 14) and flooding in combination with injection polymer solution (example No. 15 - polymer flooding).
Примеры №№1-11 показывают варианты реализации способа на неоднородной модели пласта путем чередующейся закачки водного раствора полимера и закачки воды в форсированном режиме при различном соотношении продолжительности отдельных периодов, которое изменяется в пределах 0,11-5:1. В этом интервале соотношений предлагаемое новое техническое решение обеспечивает значительное увеличение добычи нефти по сравнению с известными вариантами и способом по прототипу.Examples No. 1-11 show options for implementing the method on a heterogeneous reservoir model by alternating injection of an aqueous polymer solution and injection of water in a forced mode at different ratios of the duration of individual periods, which varies within 0.11-5:1. In this range of ratios, the proposed new technical solution provides a significant increase in oil production in comparison with known options and the prototype method.
Наиболее эффективно и экономически целесообразно использование нового способа при соотношении отдельных периодов закачки водного раствора полимера и воды равном 0,25-3:1. В примерах №3 и №10 представленные соотношения выбраны авторами в качестве граничные пределов применения способа (в таблице 1 соответствующие строки выделены цветом). Это обусловлено следующими причинами. При соотношении большем, чем 3:1 (пример №11) способ может быть применен и более эффективен по сравнению с прототипом, но его технологическая эффективность (дополнительная добыча нефти) незначительно превышает результаты, получаемые отдельно при форсированной закачке воды и при полимерном заводнении (примеры №№14 и 15). При соотношении меньшем, чем 0,25:1 (примеры №№1 и 2) способ также может быть использован и значительно более эффективен по сравнению с прототипом, но дополнительная добыча нефти в этом случае снижается по сравнению с предыдущими примерами (примеры №№3-7) и достигается преимущественно за счет существенного увеличения объема добываемой жидкости, а не за счет повышения давления и увеличении энергетики пласта. Поэтому примеры №№1 и 2 признаны менее рентабельными, несмотря на увеличение значения удельной дополнительной добычи нефти.The most efficient and cost-effective use of the new method is when the ratio of individual periods of injection of an aqueous solution of polymer and water is 0.25-3:1. In examples No. 3 and No. 10, the presented ratios were chosen by the authors as the boundary limits for the application of the method (in table 1, the corresponding lines are highlighted in color). This is due to the following reasons. With a ratio greater than 3:1 (example No. 11), the method can be applied and is more efficient than the prototype, but its technological efficiency (additional oil production) slightly exceeds the results obtained separately with forced water injection and polymer flooding (examples Nos. 14 and 15). At a ratio of less than 0.25:1 (examples No. 1 and 2), the method can also be used and is much more efficient compared to the prototype, but additional oil production in this case is reduced compared to previous examples (examples No. 3 -7) and is achieved mainly due to a significant increase in the volume of the produced fluid, and not due to an increase in pressure and an increase in the energy of the reservoir. Therefore, examples No. 1 and 2 are recognized as less profitable, despite the increase in the value of the specific additional oil production.
Использование обычного заводнения (пример №13) является примером сравнения и показывает базовый уровень добычи нефти на выбранной зоне пласта. При форсированной закачке воды (пример №14) заводнение становится более эффективным и позволяет получать дополнительную добычу нефти, но при этом значительно возрастает объем попутно добываемой жидкости, что делает данный вариант разработки нерентабельным. Обычное полимерное заводнение (пример №15) также обеспечивает получений дополнительной добычи нефти, но ее величина меньше, чем при использовании нового способа.The use of conventional waterflooding (Example #13) is an example of comparison and shows the base level of oil production in the selected reservoir zone. With forced water injection (example No. 14), waterflooding becomes more efficient and allows additional oil production, but at the same time, the volume of associated fluid increases significantly, which makes this development option unprofitable. Conventional polymer flooding (example No. 15) also provides additional oil recovery, but its value is less than when using the new method.
Предложенный способ предусматривает возможность закачки ПАВ в качестве дополнительного реагента в период форсированной закачки воды. В примере №5 приведены результаты расчетов этого варианта, которые убедительно показывают его эффективность: дополнительная добыча нефти за счет более высокого коэффициента вытеснения нефти (0,646 д.ед.) существенно увеличивается.The proposed method provides for the possibility of injection of surfactants as an additional reagent during the period of forced water injection. Example No. 5 shows the results of calculations of this option, which convincingly show its effectiveness: additional oil production due to a higher oil displacement ratio (0.646 units) increases significantly.
По сравнению со способом по прототипу заявляемый способ имеет значительные преимущества, основными из которых, как показывают результаты расчетов, являются следующие. Предложенный способ более технологичен и сочетает в себе преимущества метода регулирования фильтрационных потоков за счет продолжительной закачки водного раствора полимера повышенной вязкости и метода форсированной закачки воды, способствующего интенсификации добычи нефти. В итоге предлагаемый способ обеспечивает получение более высокой накопленной и удельной (на одну тонну закачанного полимера) дополнительной добычи нефти. Способ позволяет за счет выбора зон пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами эффективно увеличивать давление и форсировать закачку воды, что оказывает воздействие на обрабатываемые участки и на смежные менее проницаемые участки. Результаты гидродинамического моделирования показали, что увеличение добычи нефти происходит на всей площади залежи.Compared with the prototype method, the proposed method has significant advantages, the main of which, as the calculation results show, are the following. The proposed method is more technologically advanced and combines the advantages of the filtration flow control method due to the long-term injection of an aqueous solution of a high-viscosity polymer and the forced water injection method, which contributes to the intensification of oil production. As a result, the proposed method provides a higher cumulative and specific (per ton of injected polymer) additional oil production. The method allows, by selecting reservoir zones with improved reservoir properties, to effectively increase pressure and force water injection, which affects the treated areas and adjacent less permeable areas. The results of hydrodynamic modeling showed that an increase in oil production occurs over the entire area of the deposit.
Способ по прототипу (пример №12) способствует увеличению давления в пласте по сравнению с обычным заводнением (пример №13), но величина этого давления значительно ниже, чем в примерах реализации нового способа. Поэтому накопленная дополнительная добыча нефти при использовании известного технического решения существенно меньше, что снижает результативность проводимых мероприятий и увеличивает сроки эксплуатации залежи с целью достижения проектного коэффициента извлечения нефти.The method according to the prototype (example No. 12) increases the pressure in the reservoir compared to conventional flooding (example No. 13), but the magnitude of this pressure is much lower than in the examples of the implementation of the new method. Therefore, the accumulated additional oil production when using the known technical solution is significantly less, which reduces the effectiveness of the measures taken and increases the life of the deposit in order to achieve the design oil recovery factor.
Таким образом, приведенные примеры раскрывают сущность предлагаемого способа разработки неоднородного по геологическому строению нефтяного пласта с использованием заводнения и показывают эффективность его действия, включающего чередующуюся закачку водного раствора полимера и закачку воды в форсированном режиме для подъема пластового давления и интенсификации добычи нефти. Закачку агентов проводят при определенном соотношении продолжительности отдельных этапов, выбранном на основании гидродинамического моделирования в зонах пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Способ предусматривает поддержание давления в пласте на уровне не выше давления раскрытия трещин и дополнительную закачку на определенных этапах закачки агентов водорастворимого поверхностно-активного вещества и суспензии дисперсных частиц.Thus, the above examples reveal the essence of the proposed method for the development of a geologically heterogeneous oil reservoir using flooding and show the effectiveness of its operation, including alternating injection of an aqueous polymer solution and injection of water in a forced mode to increase reservoir pressure and intensify oil production. The injection of agents is carried out at a certain ratio of the duration of the individual stages, selected on the basis of hydrodynamic modeling in reservoir zones with improved reservoir properties. The method involves maintaining the pressure in the formation at a level not higher than the fracture opening pressure and additional injection of water-soluble surfactant agents and a suspension of dispersed particles at certain stages of injection.
На практике заявляемый способ реализуют следующим образом. На обводненной залежи, разрабатываемой с помощью заводнения, определяют зону пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и выбирают в ее пределах нагнетательные скважины для закачки полимерного раствора. Далее создают гидродинамическую модель выбранной зоны, адаптируют ее к показателям текущего состояния разработки и проводят расчеты вариантов заводнения, включающие чередующуюся закачку оторочек водного раствора полимера и воды в форсированном режиме в заданных способом пределах продолжительности. На основании этого рассчитывают конкретные объемы закачки отдельных порций агентов и расход полимера. При моделировании концентрацию полимера и режимы закачки агентов выбирают с учетом конкретных свойств коллектора, допустимого давления закачки и вязкостных характеристик нефти и воды. Также определяют смежные участки пласта, которые попадают в зону влияния закачки, для контроля практической реализации комплекса проводимых геолого-технических мероприятий.In practice, the proposed method is implemented as follows. On the flooded deposit, developed by waterflooding, a formation zone with improved reservoir properties is determined and injection wells are selected within it for injection of the polymer solution. Next, a hydrodynamic model of the selected zone is created, adapted to the indicators of the current state of development, and calculations of waterflooding options are carried out, including alternating injection of rims of an aqueous solution of polymer and water in a forced mode within the duration limits specified by the method. Based on this, specific injection volumes of individual portions of agents and polymer consumption are calculated. When modeling, the polymer concentration and agent injection regimes are selected taking into account specific reservoir properties, allowable injection pressure, and viscosity characteristics of oil and water. Adjacent sections of the reservoir are also determined, which fall into the zone of influence of injection, to control the practical implementation of the complex of ongoing geological and technical measures.
С учетом полученных рекомендаций в выбранные нагнетательные скважины осуществляют закачку водного раствора полимера и воды, осуществляют мониторинг текущих режимов работы нагнетательного и добывающего фонда скважин и контролируют дополнительную добычу нефти. Предварительно, в случае прорывов воды в нагнетательных скважинах по промытым интервалам, на первом этапе совместно с полимерным раствором проводят закачку суспензии дисперсных частиц для ликвидации этих прорывов и выравнивания фронта продвижения агентов заводнения.Taking into account the recommendations received, an aqueous solution of polymer and water is injected into the selected injection wells, the current modes of operation of the injection and production well stock are monitored, and additional oil production is controlled. Previously, in the case of water breakthroughs in injection wells along the washed intervals, at the first stage, together with the polymer solution, a suspension of dispersed particles is injected to eliminate these breakthroughs and equalize the advance front of flooding agents.
Claims (5)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2779501C1 true RU2779501C1 (en) | 2022-09-08 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3850244A (en) * | 1973-06-13 | 1974-11-26 | Marathon Oil Co | Polymer flooding process |
| SU1554457A1 (en) * | 1988-07-11 | 1996-05-10 | Научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "Нижневартовскнипинефть" | Method for development of oil deposit with strata zones with inhomogeneous permeability |
| RU2117142C1 (en) * | 1998-03-30 | 1998-08-10 | Нефтегазодобывающее управление "Бавлынефть" открытое акционерное общество "Татнефть" | Method for development of nonuniform oil deposit |
| RU2172397C2 (en) * | 1999-08-09 | 2001-08-20 | Открытое Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of development of oil formation |
| RU2299319C1 (en) * | 2006-08-23 | 2007-05-20 | ООО "Сервис-Уфа" | Method for non-uniform oil bed development |
| RU2334086C1 (en) * | 2007-09-12 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| US20130168089A1 (en) * | 2011-12-30 | 2013-07-04 | Shell Oil Company | Method for producing oil |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3850244A (en) * | 1973-06-13 | 1974-11-26 | Marathon Oil Co | Polymer flooding process |
| SU1554457A1 (en) * | 1988-07-11 | 1996-05-10 | Научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "Нижневартовскнипинефть" | Method for development of oil deposit with strata zones with inhomogeneous permeability |
| RU2117142C1 (en) * | 1998-03-30 | 1998-08-10 | Нефтегазодобывающее управление "Бавлынефть" открытое акционерное общество "Татнефть" | Method for development of nonuniform oil deposit |
| RU2172397C2 (en) * | 1999-08-09 | 2001-08-20 | Открытое Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of development of oil formation |
| RU2299319C1 (en) * | 2006-08-23 | 2007-05-20 | ООО "Сервис-Уфа" | Method for non-uniform oil bed development |
| RU2334086C1 (en) * | 2007-09-12 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| US20130168089A1 (en) * | 2011-12-30 | 2013-07-04 | Shell Oil Company | Method for producing oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2455471C1 (en) | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development | |
| WO2019017824A1 (en) | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) | |
| RU2513791C1 (en) | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| CN112324412A (en) | Method for forming complex seam net through volume fracturing | |
| RU2779501C1 (en) | Method for developing a geologically heterogeneous oil reservoir by waterflooding | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2459070C1 (en) | Method for development of water-flooded oil formation at last stage | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2817834C1 (en) | Method of increasing oil recovery in areas of non-stationary water flooding | |
| RU2170344C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2584435C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2170342C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2182653C1 (en) | Process of development of oil field | |
| RU2779704C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2362009C1 (en) | Method of oil deposit development according to block system | |
| RU2170343C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit |