SU1680957A1 - Способ разработки нефт ной залежи - Google Patents
Способ разработки нефт ной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- SU1680957A1 SU1680957A1 SU894699547A SU4699547A SU1680957A1 SU 1680957 A1 SU1680957 A1 SU 1680957A1 SU 894699547 A SU894699547 A SU 894699547A SU 4699547 A SU4699547 A SU 4699547A SU 1680957 A1 SU1680957 A1 SU 1680957A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- water
- reservoir
- oil
- solvent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности Цель - повышение нефтеотдачи и более полное извлечение растворител пласта Дл этого закачивают в пласт состав-растворитель и сухой газ в соотношении, обеспечивающем жидкое состо ние смеси в пластовых услови х в объеме 30-60% от по- рового объема. Затем закачивают воду, в качестве проталкивающего агента до прорыва в добывающие скважины Закачивают газ и воду в объеме 5-10% от порового объема до прорыва газа в добывающие скважины . Проталкиванием оторочек растворител и газа через добывающие скважины осуществл ют отбор нефти
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефт ных залежей
Целью изобретени вл етс повышение нефтеотдачи и более полное извлечение растворител из пласта.
Пример. Исследовани провод т применительно к пласту Ю месторождени на линейной модели, составленной из кернов данного пласта, заключенных в колонну диаметром 30 мм и длиной 94 см.
Проницаемость такого пласга 0,03 мкмг. В опытах используют рекомбиниро- ванную пробу нефти. Предварительно в образцахпородыметодом центрифугировани моделируют осгаточ- ную воду В процессе проведени опытов поддерживают пластовое давление 28 МПа и пластовую температуру 88° С.
В качестве вытесн ющих агентов используют воду, отобранную из системы повышени пластового давлени (ППД)
месторождени , а также сухой углеводородный газ и ШФЛУ.
Вытеснение нефти ведут на линейной скорости 0,16-0,17 м/сут, что соответствует реальной скорости движени жидкости в пласте K)i
Предварительно на основе эксперимента было установлено, что соотношение по- ровых объемов ШФЛУ и газа, равное 0,6. обеспечивает растворимость в нефти при ,0 МПа; С.
Исследование на модели пласта провод т в следующей последовательности.
Основной эксперимент заключаетс в закачивании в нефтенасыщенный пласт (с нефтенасыщенностью 60%) трех оторочек ШФЛУ и газа.
Перва 5,5% ШФЛУ и 9% газа от порового объема модели пласта, втора 4,2% ШФЛУ и 9% газа и треть 9% ШФЛУ и 9% газа общим объемом 45,7%. Затем закачивают воду в объеме 60% от объема пор При
(Л
С
о со
О
о
°1
1
этом нефтеотдача составл ет 0,87, остаточна нефтеиасыщенность составл ет 8% от порового объема. В пласте осталс невытесненным 15% ШФЛУ,
Затем в пласт закачивают 7 оторочек газа и 7 оторочек воды в объеме 7% порового объема кажда . Известно, что газ и воду качают в соотношении 1:1. Закачивание во- догазовой смеси способствует дальнейшему вытеснению не только ШФЛУ, но и нефти. При прокачке порового объема воды и газа наблюдают прорыв газа. Конечна нефтеотдача 0,96, остаточна нефтенасы- щенность 4%, остаточна насыщенность ШФЛУ - 5% от порового объема.
Второй эксперимент по прототипу заключалс в вытеснении нефти (нефтенасы- щенность составл ет 60%) оторочками ШФЛУ и газа в том же объеме 45,7% от порового объема оторочками, аналогичными предыдущему примеру, которые затем вытесн ютс газом. После прорыва газа в добывающие скважины нефтеотдача составл ет 0,80. В пласте остались 12% нефти и 10% ШФЛУ.
Затем в пласт закачивают 7 оторочек газа и 7 оторочек воды в объеме 7% порового объема кажда . После этого конечна нефтеотдача составл ет 0,85. В пласте осталось нефти 15%, остаточна насыщенность ШФЛУ равна 8%.
Таким образом, эффект от совместного применени оторочек ШФЛУ и газа при последующем вытеснении их водой, газом и водой выше, чем в случае вытеснени ШФЛУ и газа газом, а затем газом и водой.
Пример осуществлени воздействи .
На участке нефт ной залежи с расположением добывающих скважин по шеститочечной системе, а нагнетательных в центре с рассто нием от нагнетательной до добывающей 500 м, мощностью пласта 20 м, обводненностью 40% закачиваетс сери оторочек ШФЛУ и газа (по три оторочке каждого агента) при соотношении объемов оторочки ШФЛУ к оторочке газа в пластовых услови х равным 0,6, общим объемом 0,48 от порового объема. Пластовые пара- метры:Р 28 МПа; С. Оторочка ШФЛУ- 0,06 от порового объема данного участка, перва оторочка газа 0,1 от порового объема и т.д.
За оторочками ШФЛУ и газа закачивают воду в количестве 0,7 от порового объема участка, а затем закачивают серию оторочек газа и воды объемом 0,1 от порового объема общим объемом, равным одному поровому объему.
Общий запас нефти в пласте пористости , равной 0,2, нефтензсыщенности ОД
коэффициенте усадки 1,5, плотности дегазированной нефти 0,8 г/см3 составл ет 831,3 тыс. т. Принимаем коэффициент охвата, равный 0,75, Тогда при закачке оторочек
ШФЛУ, общим объемом 233,8 т газа 20,6 млн. м3, а затем воды 2598 тыс. м , извлечено из пласта нефти 831,3 0,87 0, тыс. т; ШФЛУ-233,8 0,5 0,,6 тыс. т.
После закачки п ти оторочек газа общим объемом 34,3 млн. м3 и воды 1289 тыс. м дополнительно извлечено:
нефти 831,3 0,96 0,75-542 56,1 тыс. т; ШФЛУ (233,8-87,6) 0,671 0,,4 тыс, т. Третий эксперимент провод т аналогично первым двум, только в качестве растворител закачивают СОз. Нефтеотдача составл ет 0,95, а остаточна насыщенность С02 составл ет 5%. / Общий объем чередующихс оторочек
растворител и газа, равный 30-60% от порового объема разрабатываемого участка необходим дл создани области полной смешиваемости.
Созданную область смешивающегос
вытеснени проталкивают водой в объеме не более одного порового объема. Проталкивание созданной области смешени именно водой в указанном объеме позвол ет сохранить область смешиваемости в процессе ее перемещени к добывающим скважинам, в отличие от проталкивани области смешени сухим газом по прототипу, который способствует размыву области смешени по пласту, а так как требуетс большое количество газа, то он впоследствии быстро прорываетс в добывающие скважины. В качестве растворител в пласт закачивают сжиженные улеводородные газы, широкую фракцию легких углеводородов
(ШФЛУ), конденсат, двуокись углерода (С02).
Исследовани показывают, что последующее нагнетание в пласт чередующихс оторочек газа и воды в объеме 5-10% порового объема создает благопри тные услови дл довытеснени нефти и более полного вымывани из пласта растворител . Оторочки газа и воды в объеме более 10% энергетически невыгодны, а менее 5% при
создании области смешени закачкой растворител и газа общим объемом 30-60% не позвол ют максимально довытеснить нефть и растворитель.
Claims (1)
- Формула изобретениСпособ разработки нефт ной залежи, включающий закачку в пласт растворител и сухого газа, в соотношении, обеспечивающем жидкое состо ние смеси в пластовых услови х, последующую закачку проталкивающего агента через нагнетательные сква5 . 16809576жины, отбор нефти через добывающие сква-газа ведут в объеме 30-60% от норовогожины, отличающийс тем. что, с цельюобьема, а воду -до прорыва в добывающиеповышени нефтеотдачи и более полногоскважины с последующей закачкой и создаизвлечени растворител из пласта, в каче-нием в пласте оторочек газа и воды в объеместве проталкивающего агента используют5 5-10% от перового объема до прорыва газаводу, причем закачку растворител и сухогов добывающие скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894699547A SU1680957A1 (ru) | 1989-04-12 | 1989-04-12 | Способ разработки нефт ной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894699547A SU1680957A1 (ru) | 1989-04-12 | 1989-04-12 | Способ разработки нефт ной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1680957A1 true SU1680957A1 (ru) | 1991-09-30 |
Family
ID=21451478
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU894699547A SU1680957A1 (ru) | 1989-04-12 | 1989-04-12 | Способ разработки нефт ной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1680957A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2751762C1 (ru) * | 2016-08-28 | 2021-07-16 | Линде Акциенгезелльшафт | Неразделенная широкая фракция легких углеводородов для повышения нефтеотдачи |
-
1989
- 1989-04-12 SU SU894699547A patent/SU1680957A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент US №4249607, кл. 166-274. опублик 1002.84. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2751762C1 (ru) * | 2016-08-28 | 2021-07-16 | Линде Акциенгезелльшафт | Неразделенная широкая фракция легких углеводородов для повышения нефтеотдачи |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5632336A (en) | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs | |
Schneider et al. | Relative permeability studies of gas-water flow following solvent injection in carbonate rocks | |
US5439054A (en) | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation | |
RU2008130095A (ru) | Способ извлечения нефти с использованием пенистой эмульсии с нефтяной сплошной фазой | |
US20190093463A1 (en) | Hydraulic Fracturing with Nanobubbles | |
US2880801A (en) | Method of increasing recovery of oil | |
Dong et al. | A laboratory study on near-miscible CO2 injection in Steelman reservoir | |
CA1048404A (en) | Reservoir treatment by injecting mixture of co2 and hydrocarbon gas | |
US6244341B1 (en) | Huff and puff process utilizing nitrogen gas | |
SU1680957A1 (ru) | Способ разработки нефт ной залежи | |
US3118499A (en) | Secondary recovery procedure | |
EA024787B1 (ru) | Способ добычи нефти | |
US3353597A (en) | Formation flooding by sulphur dioxide for recovering oil and gas | |
RU2256079C1 (ru) | Способ извлечения метана из угольного пласта | |
US4643252A (en) | Carbon dioxide miscible displacement process | |
US3138204A (en) | Method of improving injectivity of water-solvent mixtures | |
Liu et al. | Enhanced oil recovery from fractured carbonate reservoir using membrane technology | |
RU2117753C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
RU2034981C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
Michaels et al. | Water‐oil displacements from porous media utilizing transient adhesion‐tension alterations | |
SU722805A1 (ru) | Способ эксплуатации подземного газохранилища | |
Sie | Hydrocarbon gas injection for improving oil recovery in tight and shale oil reservoirs | |
RU2119048C1 (ru) | Способ обработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2749229C1 (ru) | Способ разработки газонефтяной залежи, подстилаемой водой, с напорным режимом добычи углеводородов | |
Larson et al. | Technology's role in Alberta's Golden Spike miscible project |