SU1677275A1 - Method for developing oil pool by water flooding - Google Patents
Method for developing oil pool by water flooding Download PDFInfo
- Publication number
- SU1677275A1 SU1677275A1 SU894688721A SU4688721A SU1677275A1 SU 1677275 A1 SU1677275 A1 SU 1677275A1 SU 894688721 A SU894688721 A SU 894688721A SU 4688721 A SU4688721 A SU 4688721A SU 1677275 A1 SU1677275 A1 SU 1677275A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- clay content
- reservoir
- clay
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к горному делу. Цель- повышение нефтеотдачи пластов при сохранении расчетного объема закачки воды . Дл этого до расстановки нагнетательных скважин на месторождении определ ют содержание глины в пластах и стро т линии ее равного содержани . Расстановку нагнетательных скважин провод т с учетом фильтрации закачиваемой воды через пласты с содержанием глины 10-15 мас.%. Большее содержание глины а пласте не приводит к увеличению нефтеотдачи, а лишь увеличивает врем вытеснени . 1 табл., 2 ил.The invention relates to mining. The goal is to increase oil recovery while maintaining the estimated volume of water injection. For this, prior to the placement of injection wells in the field, the clay content in the formations is determined and lines of its equal content are constructed. The placement of the injection wells is carried out taking into account the filtration of the injected water through formations with a clay content of 10-15 wt.%. A higher clay content in the reservoir does not lead to an increase in oil recovery, but only increases the displacement time. 1 tab., 2 Il.
Description
Изобретение относитс к горному делу, а именно к разработке нефт ных месторождений заводнением, пласты которых содержат глины.The invention relates to mining, in particular to the development of oil fields by flooding, whose formations contain clays.
Цель- повышение нефтеотдачи пластов при сохранении расчетного объема закачки воды.The goal is to increase oil recovery while maintaining the estimated volume of water injection.
На фиг. 1 показана схема размещени скважин по прототипу; на фиг. 2 - то же, по изобретению.FIG. 1 shows the layout of the wells of the prototype; in fig. 2 - the same, according to the invention.
Сущность изобретени заключаетс в следующем.The essence of the invention is as follows.
На основе проведенных экспериментальных исследований установлено, что при фильтрации воды через глинизированную пористую среду вода измен ет свои физико- химические свойства. Изменение свойства воды способствует лучшему вытеснению нефти из пласта и тем самым повышает конечный коэффициент нефтеотдачи.On the basis of the experimental studies carried out, it was established that when water is filtered through a clayed porous medium, water changes its physicochemical properties. The change in water properties contributes to a better displacement of oil from the reservoir and thereby increases the final coefficient of oil recovery.
Механизм повышени нефтеотдачи при фильтрации закачиваемой воды через пласты , содержащие глину, заключаетс в следующем .The mechanism for enhanced oil recovery when filtering injected water through reservoirs containing clay is as follows.
Вода, контактиру с глинистыми частицами , подвергаетс воздействию магнитных полей и под действием их измен ет свои физико-химические свойства. Кроме того, вода, раствор в себе мельчайшие частицы, обладающие магнитными свойствами , также измен ет свои физико-химические свойства. Известно, что вода, подвергнута воздействию магнитных полей , приводит к улучшению вытеснени нефти из пористой среды. Наиболее оптимальный режим вытеснени наблюдаетс при содержании глины в пласте 10- 15 мас.%. Большие значени содержани глины в пласте не привод т к увеличению нефтеотдачи по сравнению со значени ми содержани глины 10-15 мас.%, а лишь увеличивают врем вытеснени , что св зано с уменьшением фазовой проницаемости дл воды при содержании в пласте глины более 15 мас.% (при содержании глины в пластеWater, in contact with clay particles, is exposed to magnetic fields and under the action of them changes its physicochemical properties. In addition, water, a solution in itself of the smallest particles with magnetic properties, also changes its physicochemical properties. It is known that water subjected to magnetic fields improves the displacement of oil from the porous medium. The most optimal mode of displacement is observed when the clay content in the reservoir is 10–15 wt.%. Large values of clay content in the reservoir do not lead to an increase in oil recovery compared with clay content values of 10-15 wt.%, But only increase the displacement time, which is associated with a decrease in phase permeability for water when the clay content in the reservoir is more than 15 wt. % (when the content of clay in the reservoir
слcl
сwith
оabout
XIXi
XIXi
N) XI СЛN) XI SL
до 15 мас.%, она практически не вли ет на фазовую проницаемость дл воды). Снижение фазовой проницаемости дл воды при содержании глины более 15 мас.% приводит к уменьшению приемисости нагнетательных скважин с соответственно к снижению эффективности процесса заводнени . При фильтрации закачиваемой воды через участки залежи с содержанием глины в пласте менее 10 мас.% наблюдаетс снижение нефтеотдачи пластов. Исход из вышесказанного , предлагаетс расставл ть нагнетательные скважины за контуром нефтеносности так, чтобы перед попаданием закачиваемой воды в нефтенасыщенный пласт, вода фильтровалась через участки залежи , пласты которой содержат 10-15 мэс.% глины. При этом при новой расстановке нагнетательных скважин следует сохранить тот расчетный объем закачки воды, внедр ющейс в залежь, который выбираетс по прототипу (по проекту), с тем, чтобы поддерживать давление в пласте на требуемом уровне,up to 15 wt.%, it practically does not affect the phase permeability for water). A decrease in the phase permeability of water with a clay content of more than 15 wt.% Leads to a decrease in the injectivity of injection wells, respectively, to a decrease in the efficiency of the flooding process. When filtering the injected water through reservoir areas with a clay content in the reservoir of less than 10 wt.%, Oil recovery is observed. Based on the above, it is proposed to place injection wells behind the oil-bearing circuit so that before the injected water enters the oil-bearing formation, the water is filtered through areas of the reservoir, the layers of which contain 10-15 mas.% Clay. At the same time, with the new arrangement of injection wells, the estimated volume of water injection introduced into the reservoir, which is selected according to the prototype (according to the project), should be maintained in order to maintain the pressure in the reservoir at the required level,
Эксперименты проводились на искусственно созданных модел х. При этом пориста среда законтурной части модели пласта состо ла из смеси кварцевого песка и монтмориллонитовой глины, а нефт на зона - только из кварцевого песка. До проведени опытов кварцевый песок и глина высушивались в сушильном шкафу при 378 К, после чего путем просеивани через сито осуществл лось разделение их на фракции. Экспериментальные исследовани проводились на специально собранной установке . Модели пласта дл законтурной и нефт ной зон помещались в два кернодер- жател (КД), последовательно соединенных между собой. В качестве КД использованы металлические трубы внутренним диаметром 0,04 и длиной 0,8 м. Посто нство концентрации глины и кварцевого песка по длине образца в каждом опыте обеспечивалось путем предварительного перемешивани глины с кварцевым песком. Концентраци глины в пористой среде создавалась весовым способом.Experiments were conducted on artificially created models. At the same time, the porous medium of the marginal part of the reservoir model consisted of a mixture of quartz sand and montmorillonite clay, and the oil per zone - only of quartz sand. Before the experiments, the quartz sand and clay were dried in a drying cabinet at 378 K, after which they were divided into fractions by sieving through a sieve. Experimental studies were carried out on a specially assembled installation. The reservoir models for the marginal and oil zones were placed in two core carriers (KD), connected in series with each other. Metal pipes with an internal diameter of 0.04 and a length of 0.8 m were used as CDs. Concentration of clay and quartz sand along the sample was ensured in each experiment by preliminarily mixing clay with quartz sand. The concentration of clay in the porous medium was created by the weight method.
С целью полного удалени воздуха из перового пространства до насыщени жидкостью обе пористые среды вакуумирова- лись с помощью вакуумного насоса (ВН) в течение 3 ч. После в куумировани оба образца породы насыщались жидкостью из сосудов ВС, НС под давлением, создаваемым с помощью баллона высокого давлени (БВД). При этом одна из пористых сред (КД2) насыщалась вытесн емой, а друга (КД1) - вытесн ющей жидкостью. В качестве вытесн емой жидкости была использована нефть с динамической в зкостью 15 мПа С, удельным весом 0,88 г/см . В качестве вытесн ющего агента использовалась вода, содержаща 2,5% соли и образующа поверхностное нат жение на границе с нефтью 27. Н/м.In order to completely remove air from the first space to saturate with liquid, both porous media were evacuated with a vacuum pump (HV) for 3 hours. After queuing, both rock samples were saturated with liquid from VS and HC vessels under pressure from a high-pressure cylinder. pressure (BVD). At the same time, one of the porous media (KD2) was saturated with the displaced, and the other (KD1) - with the displacing liquid. Oil with a dynamic viscosity of 15 mPa С and specific gravity of 0.88 g / cm was used as the displaced fluid. Water was used as a displacing agent, containing 2.5% salt and forming surface tension at the boundary with oil 27. N / m.
При проведении опытов периодически измер лс объем выход щей из пористой среды жидкости (нефти и воды). ПроцессDuring the experiments, the volume of the liquid (oil and water) coming out of the porous medium was periodically measured. Process
0 вытеснени продолжалс до 100%-ного обводнени выход щей из пористой среды (КД2) продукции. Эксперименты проводились при различном содержании глины в водонасыщенной пористой среде (КД1), аDisplacement proceeded to 100% watering of products leaving the porous medium (KD2). The experiments were carried out at different clay contents in a water-saturated porous medium (KD1), and
5 именно: 0; 5; 7; 10; 15; 25; 30%.5 namely: 0; five; 7; ten; 15; 25; thirty%.
В таблице приведены результаты экспериментальных исследований,The table shows the results of experimental studies
Как видно из таблицы, конечный коэффициент нефтеотдачи увеличиваетс приAs can be seen from the table, the final recovery rate increases with
0 увеличении содержани глины в пласте от О0 increase in clay content of O
до 10-15% включительно. Затем, начина соup to 10-15% inclusive. Then, start with
значени содержани глины более 15clay content values over 15
мас.%, коэффициент нефтеотдачи не измеv н етс . Учитыва тот факт, что содержаниеwt.%, oil recovery coefficient is not measured. Considering the fact that the content
5 глины в пласте до 15 мас.% включительно, практически не вли ет на фазовую проница емость пласта по воде, а коэффициент нефтеотдачи не возрастает за пределами содержани глины в пласте 10-15 мас.%,5 clay in the reservoir up to 15 wt.% Inclusive, practically does not affect the phase permeability of the reservoir for water, and the oil recovery coefficient does not increase beyond the clay content in the reservoir 10-15 wt.%,
0 оптимальным дл эффективного процесса вытеснени нефти водой следует считать содержание глин в пласте в интервале 10-15 мас.%.0 optimal for an effective process of oil displacement by water should be considered the clay content in the reservoir in the range of 10-15 wt.%.
Пример. На карте разработки стро тExample. On the development map is built
5 линии равных содержащий глинистости в пласте. Окантуривают участки залежи с содержанием глин в пласте 10-15 мас.% (заштрихованные области на фиг. 1). Расставл ют нагнетательные скважины так,5 lines of equal containing clay in the reservoir. The sections of the deposit with clay content in the reservoir are 10-15 wt.% (Shaded areas in Fig. 1). Inject the injection wells in such a way that
0 чтобы перед попаданием закачиваемой воды в нефтенасыщенный пласт вода фильтровалась через участки залежи, пласты которой содержит 10-15 мае. % глины .0 so that before the injected water enters the oil-saturated formation, the water is filtered through areas of the reservoir, the formations of which contain 10-15 May. % clay.
5 На фиг. 1 показаны схемы размещени нагнетательных скважин по прототипу и на фиг. 2 по предлагаемому способу. К- контур питани ; А- нагнетательна скважина; О - добывающа скважина. Заштрихованна 5 In FIG. 1 shows the layout of the injection wells of the prototype, and FIG. 2 on the proposed method. K - power circuit; A - injection well; O - production well. Shaded
0 область - участок пласта с содержанием глин 10-15 мас.%.0 area - the area of the reservoir with a clay content of 10-15 wt.%.
На участке месторождени расчетный объем закачки воды в залежь через р д нагнетательных скважин составл ет 3000At the field site, the estimated volume of water injection into the reservoir through a series of injection wells is 3,000.
5 м /сут. Как видно из фиг. 1 при расстановке нагнетательных скважин по прототипу три нагнетательных скёажины (№ 1, 2 и 3) случайно расположены так, что закачиваема вода фильтруетс через участок залежи с содержанием глин 10-15 мас.%. Остальные5 m / day. As can be seen from FIG. 1, in the layout of injection wells of the prototype, three injection skooshes (No. 1, 2 and 3) are randomly positioned so that the injected water is filtered through a portion of the deposit with clay content of 10-15 wt.%. Rest
4 скважины не попали на требуемый по данному способу участок.4 wells did not get to the area required by this method.
По данному способу необходимо скважины 5, 6 и 7 расставить в районе участка залежи с содержанием глин 10-15 мас.% (см. фиг. 2). Скважину же № 4 можно оставить на месте, если по физическим услови м ей нет места на оконтуренной области пласта (т.е. надо по возможности стремитьс как можно большее количество скважин разместить на участке пласта с содержанием глин 10-15 мас.%). Отметим, что под расстановкой нагнетательных скважин здесь понимаетс задание точек дл бурени нагнетательных скважин в участках пласта с содержанием глин 10-15 мас.% или, если нагнетательные скважины выбираютс из числа бывших добывающих, указываетс , какие скважины надо переводить в нагнетание , чтобы вода фильтровалась через участки залежи с требуемым содержанием глин, т.е. расстановка нагнетательных скважин по предлагаемому методу должна отражатьс в проекте заводнени . Перед осуществлением процесса законтурного заводнени составл етс проект с расстановкой нагнетательных скважин по прототипу и по данному методу, после чего сравниваетс эффективность и начинаетс осуществление внедрени .In this method it is necessary to place wells 5, 6 and 7 in the area of the deposit with clay content of 10-15 wt.% (See Fig. 2). Well No. 4 can be left in place if, due to physical conditions, it does not have a place on the outlined area of the reservoir (i.e. as many as possible wells should be located on the section of the reservoir with clay content of 10-15 wt.%). Note that the arrangement of injection wells here means the setting of points for drilling injection wells in sections of the reservoir with clay content of 10-15 wt.% Or, if the injection wells are selected from among the former producers, it is indicated which wells need to be converted into injection so that water is filtered through areas of deposits with the required clay content, i.e. the placement of injection wells according to the proposed method should be reflected in the design of the flooding. Before the implementation of the aquifer flooding process, a project is made with the arrangement of injection wells according to the prototype and according to this method, after which the efficiency is compared and the implementation begins.
Итак, по предлагаемому способу скважины 5, 6 и 7 размещаютс так, чтобы закачиваема вода фильтровалась через участки залежи с содержанием глины 10-15 мас.% (см. фиг. 2). Этот участок.отстоит (по сравнению с прототипом) на 100м дальше от линии добывающих скважин, что может привести к возрастанию оттока закачивемой воды в законтурную область согласно теории законтурного заводнени . Пусть в этом случае утечка (отток) за-качиваемой воды составл ет 20% от всего объема закачки. Тогда, если по прототипу (расчетный объем закачки) в скважины 5, 6 и 7 надо было закачивать 700 м3 воды в сутки, то по предлагаемому методу ., чтобы компенсировать утечку (т.е. сохранить расчетный объем закачиваемой воды внедр ющейс в нефтенасыщенный пласт), необходимо в нагнетательные скважины 5,6 и 7 закачивать воды на 20% больше, т.е. 840So, according to the proposed method, wells 5, 6 and 7 are placed in such a way that the injected water is filtered through areas of the deposit with clay content of 10-15 wt.% (See Fig. 2). This section is 100m farther from the production well line (compared to the prototype), which can lead to an increase in the outflow of injected water into the boundary area according to the theory of boundary flooding. Suppose, in this case, the leakage (outflow) of the injected water is 20% of the total injection volume. Then, if the prototype (estimated injection volume) had to pump 700 m3 of water per day into wells 5, 6 and 7, then using the proposed method, to compensate for the leakage (i.e., to maintain the estimated amount of injection water that is injected into the oil-saturated formation ), it is necessary to pump water 20% more into injection wells 5,6 and 7, i.e. 840
м /сут, В этом случае сохран етс условие сохранени расчетного объема закачиваемой воды, внедр ющейс в нефтенасыщенный пласт.m / day. In this case, the condition for maintaining the estimated volume of injected water that is embedded in the oil-saturated formation is preserved.
Таким образом преимущества способаThus, the advantages of the method
следующие.the following.
Коэффициент нефтеотдачи достигает максимального значени при фильтрации воды через породу с содержанием глины до 10-15 мас.% включительно и при дальнейшем увеличении глинистости он не измен етс .The oil recovery coefficient reaches a maximum value when water is filtered through the rock with a clay content of up to 10-15 wt.%, Inclusive, and with a further increase in clay content, it does not change.
На проницаемость пласта (т.е. на его проводимость дл закачиваемой воды) не вли ет содержание глины до 10-15 мас.%The permeability of the reservoir (i.e., its conductivity for the injected water) is not affected by the clay content up to 10-15 wt.%
включительно. При содержании глины в пласте более 15 мас.% его проницаемость резко падает (т.е. сопротивление фильтрующейс воде возрастает).inclusive. When the clay content in the reservoir is more than 15 wt.%, Its permeability drops sharply (i.e., the resistance of the filtering water increases).
В св зи с этим расстановка нагнетательных скважин перед участками пласта с содержанием глины до 10-15 мас.% включительно приводит к повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.In this connection, the placement of injection wells in front of sections of the reservoir with a clay content of up to 10-15 wt.%, Inclusively, leads to an increase in the final oil recovery coefficient.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894688721A SU1677275A1 (en) | 1989-05-06 | 1989-05-06 | Method for developing oil pool by water flooding |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894688721A SU1677275A1 (en) | 1989-05-06 | 1989-05-06 | Method for developing oil pool by water flooding |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1677275A1 true SU1677275A1 (en) | 1991-09-15 |
Family
ID=21446364
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU894688721A SU1677275A1 (en) | 1989-05-06 | 1989-05-06 | Method for developing oil pool by water flooding |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1677275A1 (en) |
-
1989
- 1989-05-06 SU SU894688721A patent/SU1677275A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Сургучев М,Л. Вторичные и третичные методы увеличени нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, с. 37-63. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4156463A (en) | Viscous oil recovery method | |
SU1677275A1 (en) | Method for developing oil pool by water flooding | |
RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
RU2090743C1 (en) | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones | |
RU2135751C1 (en) | Method of developing oil deposit with carbonate collector | |
RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
RU2070287C1 (en) | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone | |
RU2060372C1 (en) | Method for developing oil deposit with nonuniform permeability of clay-carrying strata | |
RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
RU2076203C1 (en) | Method of development of floating oil pool | |
RU2186958C1 (en) | Method of isolation of formation high-permeability intervals | |
RU2122630C1 (en) | Method of developing oil pool at late stage of its operation | |
RU2119580C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
RU2162143C1 (en) | Method of controlling oil deposit development by waterflooding | |
RU2127801C1 (en) | Method for development of oil-gas deposits | |
RU2334086C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2096598C1 (en) | Method for development of nonuniform oil deposit | |
RU2105141C1 (en) | Method for development of oil deposit with low-permeable clay-bearing reservoir | |
RU2068946C1 (en) | Method for exploitation of separated oil pool with strata of different permeability | |
RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
RU2147678C1 (en) | Method of oil pools development in carbonate reservoirs | |
RU2095557C1 (en) | Method for treatment of down-hole zone in oil bed | |
RU2085710C1 (en) | Method for development of oil deposit |