SU1588864A1 - Способ разработки нефт ного пласта циклическим заводнением - Google Patents
Способ разработки нефт ного пласта циклическим заводнением Download PDFInfo
- Publication number
- SU1588864A1 SU1588864A1 SU884446398A SU4446398A SU1588864A1 SU 1588864 A1 SU1588864 A1 SU 1588864A1 SU 884446398 A SU884446398 A SU 884446398A SU 4446398 A SU4446398 A SU 4446398A SU 1588864 A1 SU1588864 A1 SU 1588864A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- injection
- oil
- water
- period
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности дл разработки нефт ных месторождений. Цель - повышение нефтеотдачи гидрофильного пласта и сокращение сроков разработки нефт ного пласта. Дл этого в пласт закачивают воду с величиной поверхностного нат жени на границе с нефтью, равной 25-45 мН/м. Период закачки уменьшенного объема воды устанавливают равным 20-30% от периода закачки увеличенного объема при сохранении расчетного объема закачки воды. Т.о. вытеснение нефти из пласта при циклическом заводнении происходит посредством двух процессов: первый процесс - вытеснение нефти - под действием упругого перераспределени давлени в пласте, второй - под действием капилл рной пропитки. Применение способа приводит также к увеличению дебитов добывающих скважин. 1 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, а именно .к разработке нефт ных месторождений заводнением.
Целью изобретени вл етс повышение нефтеотдачи гидрофильного пласта и сокращение сроков его разработки,
В пласт циклически закачивают воду с величиной поверхностного нат жени на границе раздела фаз нефть - вода, равной 25-45 мН/м, а период закачки уменьшенного объема воды составл ет 20-30% ОТ периода закачки увеличенного объема при сохранении расчетного объема закачки воды.
Сущность изобретени заключаетс в следующем.
Вытеснение нефти из пласта при циклическом заводнении происходит посредством двух процессов: процесса вытеснени нефти под действием шру- гого перераспределени давлени в пласте (действует гидродинамическое давление ) и под действием капилл рной пропитки (действует капилл рное давление ).
Капилл рное давление Р , под действием которого пр.оисходит капилл рна пропитка, определ етс по уравнению .
т, - 26etr COS0
где
РККR
капилл рное давление;
(1)
СП
00
00 00 GD
6Н
R
поверхностное нат жение на границе вода - нефть; радиус капилл ра; j 0 - угол смачивани . i Из формулы (I) следует, ;что чем меньше бд , тем меньше величина Р. , При , , Поэтому при циклической закачке вод с низким1 значени ми поверхностного нат жени (к .ним относ тс воды, добываемые попу но с нефтью или из других близлежа- :щих горизонтов, обычно закачиваемые I обратно в залежь ) не будет добывать Iнефть за счет капилл рной пропитки. Кроме того, широко примен емые различные добавки ПАВ к закачиваемой воде, а также применение ьшцилл рных растворов и 1 |елочей дл поверхностного нат жени , приводит к Iзначительному снижению капилл рного :давлени и, тем самым, к нейтрализации капилл рных сил в пласте. Придание закачиваемой воде высокого значени поверхностного нат жени мН/м по сравнению с низ- мН/м) приводит к возрастанию капилл рного давлени Р (см„ :формулу 1) и к активизации-тем самым процесса капилл рной пропитки. Кроме того, активизаци капилл рной проннт ;Ки приводит к увеличению дебитов до- ;бываго11хих скважин, что ведет к сокращению сроков разработки месторождени и увеличению текущей добычи нефти . Увеличение скорости капилл рной пропитки пластов в результате циклической закачки в залежь .воды с высоким значением поверхностного нат жени позвол ет существенно сократить продолжительность периода умень шенной закачки воды, так как требуемое врем дл интенсивного про влени процесса капилл рной пропитки значительно уменьшаетс (табл.1), а коэффициент нефтеподачи в интервале уменьшенной закачки более 20% практически не измен етс (табл.2).
Результаты экспериментов по циклическому вытеснению нефти водой с повышенным значением поверхностного на т жени (морска вода) приведены в табл.2.
Проектирование разработки нефт ных месторождений с циклической закачкой воды в залежь должно начинатьс с подготовки или выбора водь, характеризующейс .высоким значением величины поверхностного нат
10
J5
35
5888644
жени (25-45 мН/м) , после чего вода Циклически закачиваетс в пласт.
Все необходимые параметры цикли- ческого заводнени рассчитываютс по известным формулам:
WP с -ju-m-l -k- , (2) где td - относительна частота циклов;
Wj- рабоча абсолютна частота
колебаний расхода; с - коэффициент упругости породы
и жидкости; ,1,т,
k - в зкость, пористость, длина и проницаемость пласта соответственно .
Установлено, что оптимальное значение w 2.
«-ГТ
ИЛИ t
2х
(3)
5
5
0
где х
7т пьезопровод- ность пласта;
t - длительность цолуцик- ла нестационарного воздействи .
Практика разработки нефтегазовых месторождений показала, что-в основном; (на 80% и более) процесс перераспределени давлени в нефт ных пластах при нестационарных возмущени х (что происходит при циклической закачке) заканчиваетс за первые 20- 30% времени, необходимого дл полного окончани процесса перераспределени давлени . Этот вывод следует и из уравнени (4) восстановлени (или снижени ) пластового давлени в остановленной (или пущенной) скважине
/,г,Г1Л- 1 2,25Х Р(0- 1 --Т5
35
+ Q-И Ьвн
4- rr.k-h
Int, (4)
5 (t) - изменение пластового давлени за врем t, Также известно, что скорость капилл рной нропитки, котора интенсивно про вл етс в период уменьшенной закачки воды в залежь, имеет максимальное значение в начальный момент, а затем с течением времени снижаетс практически до нул . Наиболее суп ественно (до 80% и более) скорос.ть капилл рной пропитки снижаетс за отрезок времени., (начальный), равный 20-30% от всего отрезка времени , по истечении которого скорость капилл рной пропитки падает до нул
(т.е. заканчиваетс перераспределей нефти в пласте за счет капилл рной пропитки). Этот вывод также вытекае из анализа уравнени
(5)
где V - скорость капилл рной пропики;
t - врем пропитки; 6 - поверхностное нат жение. .Из уравнени (3) следует, что при увеличении 6 , например, от 0,005 до 0,045 мН/м (в 9 раз) , скорость капилл рной пропитки увеличиваетс в 3 раза (или на 3001), что и позвол ет существенно сократить продолжительность периода уменьшенной закачки воды в залежь.
Таким образом, в обоих случа х основные процессы, протекающие при циклической закачке (перераспределение давлени и капилл рна пропитка за счет которых увеличиваетс добыча нефти, практически заканчиваютс (на 80% и более) за начальный отрезок времени, равный 20-30% всего времени , необходимого дл полного завершени процессов.
На чертеже представлены графические зависимости давлени (Р) и скорости капилл рной пропитки (V ) от времени. Зависимости построены в .относительных единицах по формулам (5) и (1).
Из графиков видно, что давление Р и скорость капилл рной пропитки V существенно измен ютс за первые 20- 30% всего временного интервала. Остаток (20-30%) измен етс уже примерно за 80% временного интервала.
В св зи с тем, что основные процессы , вызванные циклической закачкой - перераспределение давлени и капилл рнг пропитка, практически заканчиваютс за 20-30% времени, необ- ходимого дл их полного окончани ., более эффективно использовать именно этот период време ш, составл ющий 20-30% от расчетного, на период уменьшенной закачки воды в залежь. По данному способу (сокращенный период уменьшенной закачки) компенсаци дефицита закачки, вызванного периодом уменьшенной закачки, в период увеличенной закачки будет проводитьс следующим образом.
25
15
20
35
40
10
0
Среднем уровню закачки в 5000 м /сут соответствует 208,3 м /ч. Периоду уменьшенной закачки воды продолжительностью 14,4 ч (30% от 2 суток) соответствует 62,5 (30% .от 208,3 м/ч). За период уменьшенной закачки (14,4 ч j в залежь будет закачано:
62,5x14, м воды.
При необходимости сохранени среднего уровн закачки в 208,3 м- /ч это количество составило бы 208,,4 2999,5 м . Дефицит закачки за 14,4 ч соответственно составл ет 2999,5- ,5 м
В период увеличенной закачки продолжительностью 2 сут это количество должно дополнительно компенсировать дефицит закачки, вызванный периодом уменьшенной закачки. Поэтому за период увеличенной закачки должно быть закачано 10000 м(количество воды за закаченное за 2 сут при среднем уровне закачки) + 2099,5 м (дефицит закачки) 12099,5 м (соответствует 252,1 ).
Claims (1)
- Таким образом, при темпе закачки 252,1 м /ч за период увеличенной закачки будет полностью покрыт дефицит закачки, вызванный периодом уменьшенной закачки. Формула изобретениСпособ разработки нефт ного пласта циклическим заводнением, включающий добычу нефти через добывающие скважины и закачку расчетного объема воды с периодами увеличенной и уменьшенной закачки через нагревательные скважины, отличающийс тем, что, с целью повышени нефтеотдачи гидрофильного пласта и сокращени сроков его разработки , в пласт закачивают воду с поверхнос ным нат жением на границе с нефтью 25-45 мП/м, а период закачки уменьшенного объема воды составл ет 20-30% от периода закачки увелиг енного-объема при сохранении расчетного объема закачки воды.Т а б л и ц а 11:аблица2Процент, который составл ет период уменьшенной закачки от периода увеличенной закачки , %10 15 20 25 30 40 50 70 100Коэффициент нефтеотдачи , %6263 . 65 69 68 70 69 69. 70 69
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884446398A SU1588864A1 (ru) | 1988-04-27 | 1988-04-27 | Способ разработки нефт ного пласта циклическим заводнением |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884446398A SU1588864A1 (ru) | 1988-04-27 | 1988-04-27 | Способ разработки нефт ного пласта циклическим заводнением |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1588864A1 true SU1588864A1 (ru) | 1990-08-30 |
Family
ID=21383793
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884446398A SU1588864A1 (ru) | 1988-04-27 | 1988-04-27 | Способ разработки нефт ного пласта циклическим заводнением |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1588864A1 (ru) |
-
1988
- 1988-04-27 SU SU884446398A patent/SU1588864A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличени нефтеотдачи пластов. П.: Недра, 1985, с, 143, 156-158. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4832127A (en) | Method and apparatus for producing viscous crudes | |
RU2221130C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в эксплуатационные скважины | |
SU1588864A1 (ru) | Способ разработки нефт ного пласта циклическим заводнением | |
US4694904A (en) | Cyclic flooding of a naturally-fractured formation | |
RU2453689C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2103488C1 (ru) | Способ заводнения нефтяной залежи | |
Fredrickson et al. | Selective placement of fluids in a fracture by controlling density and viscosity | |
RU2003111855A (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2096593C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2122630C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации | |
RU2121058C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU94005446A (ru) | Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением | |
RU2105871C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2127801C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовых залежей | |
RU1796013C (ru) | Способ разработки нефт ной залежи | |
SU874975A1 (ru) | Способ глушени скважины | |
RU95110726A (ru) | Способ разработки нефтегазовых месторождений | |
RU2683840C1 (ru) | Способ разработки нефтяного и газонефтяного пласта | |
RU2059063C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
SU193402A1 (ru) | А. А. К В. Г. Оганджан иц и М. Л. СургучевВсесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский иКЕСОЮЗл'.??'ьеои КОТ!.,' ,^1 I ••'•'- ' •••• -•''- -^.П -,, ., IICTHTVTo-'i' j:^ | |
RU96101729A (ru) | Способ разработки нефтегазовых месторождений | |
RU2108450C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
SU1740638A1 (ru) | Способ разработки нефт ной залежи с естественным режимом растворенного газа | |
RU2068947C1 (ru) | Способ разработки слоистых неоднородных по проницаемости нефтяных пластов | |
SU1002539A1 (ru) | Реагент дл подавлени роста сульфатвосстанавливающих бактерий в заводн емом нефт ном пласте |