WO2010134843A1 - Method for monitoring the oil-field development - Google Patents
Method for monitoring the oil-field development Download PDFInfo
- Publication number
- WO2010134843A1 WO2010134843A1 PCT/RU2010/000153 RU2010000153W WO2010134843A1 WO 2010134843 A1 WO2010134843 A1 WO 2010134843A1 RU 2010000153 W RU2010000153 W RU 2010000153W WO 2010134843 A1 WO2010134843 A1 WO 2010134843A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- oil
- water
- maps
- fields
- methods
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Abstract
The invention relates to the oil industry, in particular to methods for monitoring the development of oil fields. In order to increase the monitoring efficiency of the oil field development by the fuller recording of parameters that characterise a deposit to be developed, for hydraulically unrelated areas with equal values of a desirability functions, the method involves additionally measuring the stability of a water-oil emulsion in each well, calculating the mean value of the water-oil emulsion within each area and advising the use of methods for increasing oil recovery at the areas according to the incrementation of the water-oil emulsion value. In order to determine the hydraulically unrelated areas, the method involves measuring a formational pressure, the viscosity of formation fluids and the relative phase permeability of oil and water, building maps of pressure fields and maps of fields of filtering and penetration rates and superimposing the maps of pressure fields on the maps of fields of filtering and penetration rates. The desirability function values of the methods for increasing oil recovery are calculated for each area according to the multidimensional equation the dependence thereof on the number of production and injection wells, permeability, layer and zonal heterogeneity, output rate, water cut and the water withdrawal rates of the wells of the area. For a specific well, it is recommended to use the methods for increasing oil recovery until the maximum value of the oil-water emulsion is achieved and stabilized. The claimed method makes it possible to select areas for using the methods for increasing oil recovery with the equal mean values of the desirability function at the hydraulically unrelated areas taking into account the influence of formation stimulation methods.
Description
Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения Method for monitoring oil field development
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for monitoring the development of oil fields.
Известные способы контроля за разработкой нефтяных месторождений включают лабораторные исследования свойств пористых сред и пластовых флюидов, геофизические и геопромысловые исследования скважин, построение и совокупный анализ карт состояния коллектора, расчленение нефтяной залежи на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и выбор зон для применения методов воздействия на пласт и увеличения нефтеотдачи.Known methods for monitoring the development of oil fields include laboratory studies of the properties of porous media and reservoir fluids, geophysical and geo-field studies of wells, construction and aggregate analysis of reservoir maps, partitioning of the oil reservoir into representative areas with characteristic geological and filtration characteristics, and selection of zones for applying impact methods per reservoir and enhanced oil recovery.
Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей (пат. RU N°2119583, публ. 27.09.1998.), включающий лабораторные исследования свойств пористых сред и пластовых флюидов, геофизические и геопромысловые исследования скважин, построение геологических разрезов, прослеживание пропластков по зонам характерных проницаемостей, построение карт начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин, уточнение выработанных нефтенасыщенных толщин с учетом объемов накопленной добычи и объемов закачек.A known method of monitoring the development of oil deposits (US Pat. RU N ° 2119583, publ. 09/27/1998.), Including laboratory studies of the properties of porous media and reservoir fluids, geophysical and geological exploration of wells, the construction of geological sections, the tracking of layers along the zones of characteristic permeability, construction of maps of initial and residual oil-saturated thicknesses, refinement of worked out oil-saturated thicknesses taking into account accumulated production volumes and injection volumes.
Недостатком данного способа является то, что способ не учитывает процессы распределения градиентов давления в пласте и образование застойных зон, а также их влияние на выработку пласта, что снижает достоверность определения положения зон малоподвижной нефти.The disadvantage of this method is that the method does not take into account the processes of distribution of pressure gradients in the reservoir and the formation of stagnant zones, as well as their influence on the formation, which reduces the reliability of determining the position of zones of inactive oil.
Известен способ определения границ зон малоподвижной нефти (Девликамов В. В., Хабибуллин З.A., Кабиров M. M. Аномальные нефти. - M.: Недра, 1975.- 168с), включающий измерение содержания структурообразующих компонентов нефти, измерение пластового давления в скважинах, расчет динамического напряжения сдвига. На основе рассчитанных значений динамического напряжения сдвига нефти для каждой скважины и карты распределения проницаемости пласта строят карту распределения градиентов динамического давления сдвига. По измеренным значениям пластового давления в каждой скважине строят карты распределения градиентов пластового давления. Сопоставляют значения градиентов динамического давления сдвига нефти сA known method for determining the boundaries of zones of inactive oil (Devlikamov V.V., Khabibullin Z.A., Kabirov MM Anomalous oils. - M .: Nedra, 1975.- 168 s), including measuring the content of structure-forming oil components, measuring reservoir pressure in wells, calculation of dynamic shear stress. Based on the calculated values of the dynamic shear stress of oil for each well and the map of the distribution of permeability of the reservoir, a map of the distribution of the gradients of the dynamic shear pressure is constructed. Based on the measured values of reservoir pressure in each well, maps of the distribution of reservoir pressure gradients are built. The values of the dynamic shear pressure gradients of oil are compared with
1one
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
фактическими градиентами пластового давления. Границы зон малоподвижной нефти проводят путем совмещения карт распределения градиентов динамического давления сдвига нефти с картой распределения фактических градиентов пластового давления.SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) actual reservoir pressure gradients. The boundaries of zones of inactive oil are carried out by combining maps of the distribution of gradients of dynamic shear pressure of oil with a map of the distribution of actual gradients of reservoir pressure.
Недостатком данного способа является его применимость только для однородных пластов. При высокой степени зональной и послойной неоднородности, а также при усилении неоднородности строения пласта способ контроля не учитывает влияние скоростей фильтрации на процессы распределения градиентов давления в пласте и образование застойных зон, а также их влияние на выработку пласта, что снижает достоверность определения положения зон малоподвижной нефти.The disadvantage of this method is its applicability only for homogeneous formations. With a high degree of zonal and layer-by-layer heterogeneity, as well as with an increase in the heterogeneity of the formation structure, the control method does not take into account the influence of filtration rates on the distribution of pressure gradients in the formation and the formation of stagnant zones, as well as their effect on formation production, which reduces the reliability of determining the position of zones of inactive oil .
Наиболее близким, по сути, к заявляемому, является способ контроля за разработкой нефтяных месторождений (пат. RU N°2172402, публ. 20.08.2001), включающий измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически не связанных участков. Для каждого из гидродинамически не связанных участков расчитывают значение функции желательности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка. Для применения МУН выбирают гидродинамически не связанные участки в порядке убывания функции желательности.The closest, in fact, to the claimed, is a method of monitoring the development of oil fields (US Pat. RU N ° 2172402, publ. 08/20/2001), including measuring reservoir pressure, viscosity of formation fluids, relative phase permeabilities of oil and water, building field maps pressures and maps of the fields of filtration and permeability rates, the imposition of maps of the fields of pressure on the maps of the fields of filtration and permeability rates, determining the position of hydrodynamically unrelated sections. For each of the hydrodynamically unrelated sections, the value of the function of the desirability of applying oil recovery enhancement methods (EOR) is calculated using the multidimensional equation of its dependence on the number of production and injection wells, permeability, layer and zonal heterogeneity, degree of production, water cut, and flow rate of the wells in the area. For the application of EOR, hydrodynamically unrelated sites are selected in descending order of desirability function.
К недостаткам данного способа можно отнести то, что способ не учитывает влияние методов воздействия на пласт, приводящих к необратимым изменениям структуры порового пространства и изменениям свойств пластовых флюидов. Многолетнее воздействие на пласты при разработке месторождения приводит к необратимому изменению структуры порового пространства, снижению проницаемости, изменению свойств пластовых флюидов и изменению структуры запасов. Воздействие на залежь водой нарушает равновесное состояние системы залежи, так как физико-химические свойства закачиваемой воды отличаются от пластовой. Закачиваемая вода является новой компонентой залежи, поэтому при взаимодействии ее с матрицей породы, углеводородами и пластовой водой усиливается неоднородность строения пласта,The disadvantages of this method include the fact that the method does not take into account the influence of stimulation methods on the formation, leading to irreversible changes in the structure of the pore space and changes in the properties of the formation fluids. Long-term impact on reservoirs during field development leads to an irreversible change in the structure of the pore space, a decrease in permeability, a change in the properties of reservoir fluids and a change in the structure of reserves. The impact on the reservoir with water violates the equilibrium state of the reservoir system, since the physicochemical properties of the injected water differ from the formation. Injected water is a new component of the reservoir, therefore, when it interacts with the rock matrix, hydrocarbons and produced water, the heterogeneity of the reservoir structure increases,
22
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
увеличивается различие в проницаемости пород, существенно изменяются свойства пластовых жидкостей. Таким образом, в пласте создаются условия для образования водонефтяных эмульсий (Амиян В.А. Возможность образования эмульсий в призабойной зоне. - M., 1959, N° 11. - 39с. /ЦНИИТЭнефтегаз. Сер. Нефтепромысловое дело. Новости нефтяной и газовой техники).SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) the difference in rock permeability increases, the properties of formation fluids significantly change. Thus, conditions are created in the reservoir for the formation of oil-water emulsions (Amiyan V.A. Possibility of formation of emulsions in the bottomhole zone. - M., 1959, N ° 11. - 39s. / TsNIITEneftegaz. Ser. Oilfield. News of oil and gas technology )
Из промысловой практики известно, что наиболее значительные изменения претерпевает продуктивный пласт при применении термических методов воздействия. Термические процессы сопровождаются образованием вязких и стойких нефтяных эмульсий (Позднышев Г.H., Фаттахов P.Ш., Бриль Д.М. Образование стойких нефтяных эмульсий при применении тепловых методов воздействия на пласт и пути их разрушения // Тематический науч. - техн. Обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. - M.: ВНИИОЭНГ.- 1983. - Вып. 16 (65).- 44с). На месторождении Кенкияк (Северный Казахстан) циклическая закачка пара в добывающие скважины сопровождалась образованием тонкодисперсных структур эмульсий конденсата пара в нефти (Алиманов Д.А. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб.- M.: BHИИOЭHГ.-1981.-N° 6.- С. 19- 20).From field practice it is known that the most significant changes are undergoing a productive formation when applying thermal methods of exposure. Thermal processes are accompanied by the formation of viscous and persistent oil emulsions (Pozdnyshev G.N., Fattakhov P.Sh., Bril D.M. Formation of persistent oil emulsions when applying thermal methods of stimulating the formation and ways of their destruction // Thematic Scientific - Techn. Review: Ser. Oilfield business. - M .: VNIIOENG.- 1983. - Issue 16 (65) .- 44s). At the Kenkiyak field (Northern Kazakhstan), cyclic injection of steam into production wells was accompanied by the formation of finely dispersed structures of emulsion of steam condensate in oil (Alimanov D.A. Some issues of the production of high-viscosity oil at the Kenkiyak field // Oilfield business: Scientific-technical inform. - M .: BHIIOEHG.-1981.-N ° 6.- S. 19-20).
При применении различных методов воздействия в пласте образуются нефтяные эмульсии различной стойкости. Стойкость к разрушению перекачиваемой водонефтяной эмульсии характеризует изменение состояния нефтяной залежи в результате применения методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому, в пределах залежи, в гидродинамически не связанных зонах среднее значение величины стойкости нефтяной эмульсии будет различным. Увеличение стойкости водонефтяной эмульсии значительно осложняют подъем и транспорт эмульсии, приводит к быстрому износу оборудования, применению деэмульгаторов и влечет за собой значительное увеличение затрат на добычу нефти. В связи с этим повышается значение выбора участка для применения МУН.When applying various methods of exposure in the reservoir, oil emulsions of various resistance are formed. Resistance to destruction of the pumped oil-water emulsion characterizes the change in the state of the oil reservoir as a result of applying the methods of increasing oil recovery. Therefore, within the reservoir, in hydrodynamically unrelated zones, the average value of the resistance of the oil emulsion will be different. Increasing the durability of water-oil emulsions significantly complicates the lifting and transporting of the emulsion, leads to rapid wear of equipment, the use of demulsifiers and entails a significant increase in the cost of oil production. In this regard, increasing the importance of the choice of site for the application of EOR.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности контроля за разработкой нефтяных месторождений при подъеме и перекачивании водонефтяных эмульсий за счет более полного учета параметров, характеризующих разрабатываемое месторождение, а именно, учета значения стойкости к разрушению перекачиваемой водонефтяной эмульсии.An object of the invention is to increase the effectiveness of control over the development of oil fields during the lifting and pumping of oil-water emulsions due to a more complete consideration of the parameters characterizing the field being developed, namely, taking into account the value of resistance to destruction of the pumped oil-water emulsion.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
Технический результат достигается в способе контроля за разработкой нефтяных месторождений, включающем измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически не связанных участков, расчет для каждого из участков значения функции желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка, для гидродинамически не связанных участков с равным значением функции желательности дополнительно измеряют стойкость водонефтяной эмульсии в каждой скважине, вычисляют среднее значение стойкости водонефтяной эмульсии в пределах каждого участка и рекомендуют применение МУН на участках в порядке увеличения значения стойкости водонефтяной эмульсии.SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) The technical result is achieved in a method for monitoring the development of oil fields, including measuring reservoir pressure, viscosity of formation fluids, relative phase permeabilities of oil and water, building pressure field maps and filtration rate and permeability velocity field maps, superimposing pressure field maps on filtration and permeability velocity velocity field maps , determination of the position of hydrodynamically unrelated sections, calculation for each of the sections of the value of the function of the desirability of applying EOR for multidimensional ur determining its dependence on the number of producing and injection wells, permeability, layer and zonal heterogeneity, degree of production, water cut, flow rate of the wells in a section, for hydrodynamically unrelated sections with an equal value of the desirability function, the oil-water emulsion resistance in each well is additionally measured, and the average resistance value is calculated water-oil emulsion within each section and recommend the use of EOR in areas in order to increase the resistance value of oil-water emulsion ui.
Для конкретной скважины рекомендуют применение МУН до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.For a particular well, it is recommended to use the EOR until reaching and stabilizing the maximum value of the resistance of the oil-water emulsion.
При выборе гидродинамически не связанных участков для применения МУН возникают ситуации, когда разные участки имеют практически равное (в зависимости от точности расчетов) значение функции желательности. В этом случае выбор участка для применения МУН может быть сделан в зависимости от значения стойкости водонефтяной эмульсии, характеризующей состояния нефтяной залежи в результате применения методов увеличения нефтеотдачи на сравниваемых участках.When choosing hydrodynamically unrelated sites for the application of EOR, situations arise when different sites have almost equal (depending on the accuracy of the calculations) value of the desirability function. In this case, the choice of the site for the application of EOR can be made depending on the resistance value of the oil-water emulsion, which characterizes the state of the oil deposit as a result of applying the methods of increasing oil recovery in the compared areas.
Известно, что увеличение кратности применения методов воздействия на пласт снижает величину дополнительной добычи нефти. Многочисленными исследованиями установлено, что с увеличением кратности солянокислотных обработок добывающих скважин величина дополнительной добычи нефти снижается (Амиян B.A., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - M.: Недра, 1970. - 279с). Известно, также, что эффективность циклических паротепловых обработок скважин снижается при увеличении количества циклов (Артеменко A.И., Кащавцев B.A.,It is known that increasing the frequency of application of reservoir stimulation methods reduces the amount of additional oil production. Numerous studies have found that with an increase in the multiplicity of hydrochloric acid treatments of producing wells, the amount of additional oil production decreases (Amiyan B.A., Ugolev V.S. Physical and chemical methods for increasing well productivity. - M .: Nedra, 1970. - 279 s). It is also known that the efficiency of cyclic steam and thermal treatments of wells decreases with an increase in the number of cycles (Artemenko A.I., Kashchavtsev B.A.,
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
Фаткуллин А.А. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство.- 2005. -N°6.-C.l 13-115).SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) Fatkullin A.A. Parocyclic effect as one of the priorities for the production of high-viscosity oil // Oil industry. - 2005. -N ° 6.-Cl 13-115).
Снижение величины дополнительной добычи нефти с увеличением кратности воздействия на пласт связано с увеличением величины стойкости нефтяных эмульсий. Стойкость водонефтяных эмульсий возрастает с увеличением кратности воздействия на пласт и достигает максимального значения. При стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии величина дополнительной добычи нефти незначительна. Поэтому, для конкретной скважины в пределах выбранного участка применение МУН будет эффективным до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.A decrease in the amount of additional oil production with an increase in the multiplicity of stimulation is associated with an increase in the resistance of oil emulsions. The resistance of oil-water emulsions increases with increasing frequency of exposure to the reservoir and reaches its maximum value. When stabilizing the maximum value of the resistance of the oil-water emulsion, the amount of additional oil production is negligible. Therefore, for a particular well within the selected area, the application of EOR will be effective until the maximum value of the stability of the water-oil emulsion is reached and stabilized.
Изобретение поясняется рисунками: фиг. 1 - график изменения дополнительной добычи нефти (1) и график изменения стойкости нефтяной эмульсии (2) при повторных циклических паротепловых обработках скважины 427: Qn IQx - отношение уровня добычи после проведения п-го цикла - Qn K уровню добычи после проведения 1 -го цикла Qx ; ηп I ηx - отношение уровня стойкости нефтяной эмульсии после проведения п-го цикла - ηп к уровню стойкости нефтяной эмульсии после проведения 1 -го цикла - η} ; фиг. 2 - график изменения дополнительной добычи нефти (1) и график изменения стойкости нефтяной эмульсии (2) при повторных солянокислотных обработках скважины 279: AQ /Q - отношение уровня дополнительной добычи к уровню добычи после проведения цикла; Аη /η - отношение уровня изменения стойкости нефтяной эмульсии к уровню стойкости нефтяной эмульсии после проведения цикла.The invention is illustrated by drawings: FIG. 1 is a graph of changes in additional oil production (1) and a graph of changes in oil emulsion durability (2) during repeated cyclic steam and heat treatments of a well 427: Q n IQ x is the ratio of the level of production after the fifth cycle - Q n K the level of production after 1 th cycle Q x ; η p I η x - the ratio of the resistance level of the oil emulsion after the nth cycle - η p to the resistance level of the oil emulsion after the 1st cycle - η } ; FIG. 2 is a graph of changes in additional oil production (1) and a graph of changes in the stability of oil emulsion (2) during repeated hydrochloric acid treatments of well 279: AQ / Q is the ratio of the level of additional production to the level of production after the cycle; Аη / η - the ratio of the level of change in the resistance of the oil emulsion to the level of resistance of the oil emulsion after the cycle.
Реализация предлагаемого способа контроля за разработкой нефтяной залежи была проведена на примере Гремихинского месторождения, расположенного на территории Удмуртской Республики. Основным и образующим объектом разработки Гремихинского месторождения является пласт A4 башкирского яруса. Объект разрабатывается по площадной семиточечной системе размещения скважин с расстоянием между скважинами 173 м. Вязкость нефти в пластовых условиях равнялась 148,14 мПа-с. Для разработки данного объекта применялись различные методы воздействия на пласт.Implementation of the proposed method for monitoring the development of an oil deposit was carried out using the Gremikhinsky field as an example, located on the territory of the Udmurt Republic. The main and forming object of the Gremikhinskoye field development is the A 4 layer of the Bashkir layer. The object is being developed according to the seven-point areal well placement system with a distance between wells of 173 m. The oil viscosity in reservoir conditions was 148.14 MPa-s. To develop this object, various methods of stimulating the formation were used.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
В соответствии с последовательностью операций, изложенной в патенте RU N°2172402 и включающей измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, для пласта A4 башкирского яруса были определены гидродинамически не связанные участки в пределах нефтяных залежей. Для каждого из определенных участков рассчитаны значения функций желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости участка. Выявлены участки, для которых функция желательности применения МУН имели практически равные значения - 0,4331 и 0,4330. При анализе методов воздействия на пласт установлено, что на первом участке (функция желательности 0,4331) эксплуатационные скважины находятся в зоне воздействия скважин, в которые производилась импульсная дозированная закачка пара. В настоящее время производится закачка промысловой сточной воды. На втором участке (функция желательности 0,4330) эксплуатационные скважины находятся в зоне воздействия горячей водой. Закачка горячей воды стала производиться после разработки участка на естественном режиме. Подъем пластовых жидкостей в скважинах обоих участков осуществляется с применением установок ЭЦН.SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) In accordance with the sequence of operations described in RU Patent No. 2172402, which includes measurement of reservoir pressure, viscosity of formation fluids, relative phase permeabilities of oil and water, mapping of pressure fields and maps of filtration and permeability velocity fields, mapping of pressure fields to velocity field maps permeability and permeability, for reservoir A 4 of the Bashkirian tier, hydrodynamically unrelated areas were determined within the oil deposits. For each of the specified sections, the values of the functions of the desirability of using the EOR were calculated using the multidimensional equation of its dependence on the number of production and injection wells, permeability, layered and zonal heterogeneity, degree of production, water cut, and flow rate of the site. Areas were identified for which the desirability function of using EORs had practically equal values - 0.4331 and 0.4330. When analyzing the methods of stimulating the formation, it was found that in the first section (the desirability function 0.4331), production wells are located in the zone of impact of the wells into which the pulse dosed injection of steam was performed. Commercial sewage is currently being pumped. In the second section (desirability function 0.4330), production wells are located in the hot water impact zone. Hot water injection began after the development of the site in natural mode. The rise of formation fluids in the wells of both sections is carried out using ESP installations.
На скважинах данных участков были отобраны пробы нефтяных эмульсий. Измерение стойкости эмульсий были проведены по следующей методике. Водонефтяную эмульсию объемом 100 мл наливали в полипропиленовый стакан, который помещали в ванну, заполненную дистиллированной водой. В ванну опускали два электрода. Сила тока через электроды составляла 1,2 А. Напряжение между электродами было равно 12В. Процесс обработки эмульсии контролировался по изменению окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) в полипропиленовых пакетах с дистиллированной водой, которые опускали в ванну с электродами. ОВП дистиллированной воды составлял +120 мВ. Процесс обработки прерывался при достижении ОВП воды в ванне максимального значения, равного -205 мВ. Продолжительность паузы определялась по уменьшению ОВП воды в ванне до минимального значения -50 мВ. Данный цикл повторяли до формирования границы раздела между нефтью и водой. Чем больше циклов обработки эмульсии, тем больше стойкость нефтяной эмульсии. Далее было вычислено среднееSamples of oil emulsions were taken at the wells of these sites. The measurement of the stability of emulsions was carried out according to the following procedure. A 100 ml water-oil emulsion was poured into a polypropylene glass, which was placed in a bathtub filled with distilled water. Two electrodes were lowered into the bath. The current through the electrodes was 1.2 A. The voltage between the electrodes was 12V. The processing of the emulsion was controlled by the change in the redox potential (ORP) in polypropylene bags with distilled water, which were lowered into the bath with electrodes. The ORP of distilled water was +120 mV. The processing process was interrupted when the ORP of the water in the bath reached a maximum value of -205 mV. The duration of the pause was determined by the decrease in the ORP of water in the bath to a minimum value of -50 mV. This cycle was repeated until the formation of the interface between oil and water. The more emulsion treatment cycles, the greater the durability of the oil emulsion. Next, the average was calculated
66
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
значение стойкости нефтяной эмульсии для обоих участков. Среднее значение стойкости водонефтяных эмульсии на первом участке превышало среднее значение стойкости водонефтяных эмульсии на втором участке в 1,3 раза. Было рекомендовано применение МУН на втором участке.SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) resistance value of oil emulsion for both sites. The average value of the resistance of oil-water emulsions in the first section exceeded the average value of the resistance of oil-water emulsions in the second section by 1.3 times. The use of EOR in the second section was recommended.
В пределах расположения первого участка на скважине 427 было проведено 7 повторных циклических паротепловых обработок. После проведения паротепловой циклической обработки скважины производили отбор пробы нефтяной эмульсий. Стойкость нефтяной эмульсии измерялась в соответствии с вышеприведенной методикой. Из графика, представленного на фиг. 1, следует, что после 4-го цикла стойкость нефтяной эмульсии достигает максимального значения и проведение следующих циклов не эффективно, так как дополнительная добыча нефти имеет незначительную величину.Within the location of the first section in well 427, 7 repeated cyclic heat and steam treatments were performed. After conducting thermal steam cyclic treatment of the wells, oil emulsions were sampled. The durability of the oil emulsion was measured in accordance with the above procedure. From the graph shown in FIG. 1, it follows that after the 4th cycle, the stability of the oil emulsion reaches its maximum value and the following cycles are not effective, since the additional oil production is insignificant.
В пределах расположения второго участка на скважине 279 было проведено 4 солянокислотных обработок. Из графика, представленного на фиг. 2, следует, что после 3-eй солянокислотной обработки стойкость нефтяной эмульсии достигает максимального значения. Дополнительная добыча нефти при последующих циклах имеет низкие значения, что позволяет сделать вывод о нецелесообразности дальнейшего применения МУН.Within the location of the second section at well 279, 4 hydrochloric acid treatments were performed. From the graph shown in FIG. 2, it follows that after the 3rd hydrochloric acid treatment, the stability of the oil emulsion reaches its maximum value. Additional oil production in subsequent cycles is low, which allows us to conclude that the further use of EOR is inappropriate.
Предложенный способ контроля за разработкой нефтяного месторождения позволяет при равных средних значениях функции желательности на гидродинамически не связанных участках осуществлять выбор участков для применения МУН с учетом влияния методов воздействия на пласт, приводящих к необратимым изменениям структуры порового пространства и изменениям свойств пластовых флюидов.The proposed method for monitoring the development of an oil field allows, with equal average values of the desirability function in hydrodynamically unconnected areas, to select sites for applying EOR, taking into account the influence of formation methods, leading to irreversible changes in the structure of pore space and changes in the properties of formation fluids.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
SUBSTITUTE SHEET (RULE 26)
Claims
1. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения при котором определяют положения гидродинамически не связанных участков, для которых рассчитывают значения функции желательности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), измеряют стойкость водонефтяной эмульсии в каждой скважине для гидродинамически не связанных участков, рекомендуют применение МУН на гидродинамически не связанных участках в порядке увеличения стойкости водонефтяной эмульсии.1. A method for monitoring the development of an oil field in which the positions of hydrodynamically unrelated sections are determined, for which the values of the desirability function of applying enhanced oil recovery methods (EOR) are calculated, the oil-water emulsion resistance in each well is measured for non-dynamically connected sections, and the use of EOR in hydrodynamically unrelated related areas in order of increasing durability of the oil-water emulsion.
2. Способ по п.l, характеризующийся тем, что, для определения положения гидродинамически не связанных участков: измеряют пластовое давление, вязкость пластовых флюидов, относительные фазовые проницаемости нефти и воды; строят карты полей давлений и карты полей скоростей фильтрации и проницаемости; накладывают карты полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости.2. The method according to p. 1, characterized in that, to determine the position of the hydrodynamically unrelated sections: measure the reservoir pressure, viscosity of the formation fluids, the relative phase permeability of oil and water; build maps of pressure fields and maps of the fields of filtration and permeability rates; superimpose maps of pressure fields on maps of fields of filtration rates and permeability.
3. Способ по п.l, характеризующийся тем, что расчет для каждого из участков значения функции желательности применения МУН производят по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка.3. The method according to claim 1, characterized in that the calculation for each of the sections of the value of the function of the desirability of applying the EOR is carried out according to a multidimensional equation of its dependence on the number of production and injection wells, permeability, layer-by-layer and zonal heterogeneity, degree of production, water cut, and flow rate of wells plot.
4. Способ по п.l, характеризующийся тем, что рекомендуют применение МУН на гидродинамически не связанных участках, с близкими значениями функции желательности применения МУН, в порядке увеличения среднего значения стойкости водонефтяной эмульсии в пределах участка.4. The method according to claim 1, characterized in that it recommends the use of EORs in hydrodynamically unrelated areas, with close values of the function of desirability of using EORs, in order to increase the average resistance value of the oil-water emulsion within the area.
5. Способ по п.l, характеризующийся тем, что для скважины рекомендуют применение МУН до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.5. The method according to claim 1, characterized in that for the well it is recommended to use EOR until reaching and stabilizing the maximum value of the resistance of the oil-water emulsion.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) SUBSTITUTE SHEET (RULE 26)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201080010651.9A CN102341563B (en) | 2009-04-06 | 2010-04-02 | Method for monitoring oil-field development |
| EP10777995.1A EP2418349A4 (en) | 2009-04-06 | 2010-04-02 | Method for monitoring the oil-field development |
| US13/267,437 US20120024524A1 (en) | 2009-04-06 | 2011-10-06 | Method for Monitoring Oil Field Development |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112697/03A RU2390628C1 (en) | 2009-04-06 | 2009-04-06 | Method of oil-field management |
| RU2009112697 | 2009-04-06 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2010134843A1 true WO2010134843A1 (en) | 2010-11-25 |
Family
ID=42680473
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2010/000153 WO2010134843A1 (en) | 2009-04-06 | 2010-04-02 | Method for monitoring the oil-field development |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120024524A1 (en) |
| EP (1) | EP2418349A4 (en) |
| CN (1) | CN102341563B (en) |
| RU (1) | RU2390628C1 (en) |
| WO (1) | WO2010134843A1 (en) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102720485B (en) * | 2012-07-20 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Prediction method of water cut increasing rate of water field with medium-high water content |
| CN103247215B (en) * | 2013-04-12 | 2015-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Low-permeability oil deposit commingling production physical simulation system and method |
| JP6348605B2 (en) * | 2014-01-23 | 2018-06-27 | ダウ グローバル テクノロジーズ エルエルシー | Rigid polyurethane foam with small cell size |
| CN104453807B (en) * | 2014-10-29 | 2016-10-19 | 中国海洋石油总公司 | A kind of oil field injection and extraction well group water drive channelling method of discrimination |
| CN105865982B (en) * | 2016-04-20 | 2019-01-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | Imbibition agent seepage velocity tester |
| US10614378B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-04-07 | International Business Machines Corporation | Cross-well allocation optimization in steam assisted gravity drainage wells |
| US10378324B2 (en) | 2016-09-26 | 2019-08-13 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system by adjusting controls based on forecast emulsion production |
| US10267130B2 (en) * | 2016-09-26 | 2019-04-23 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system by adjusting controls to reduce model uncertainty |
| US10570717B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-02-25 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system utilizing continuous and discrete control parameters |
| US10577907B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-03-03 | International Business Machines Corporation | Multi-level modeling of steam assisted gravity drainage wells |
| US10352142B2 (en) | 2016-09-26 | 2019-07-16 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a stem-assisted gravity drainage oil well system by adjusting multiple time step controls |
| CN109594968B (en) * | 2017-09-28 | 2022-04-12 | 中国石油化工股份有限公司 | Shale gas multistage fracturing horizontal well post-fracturing fracture parameter evaluation method and system |
| EP3755873A1 (en) * | 2018-02-21 | 2020-12-30 | Saudi Arabian Oil Company | Permeability prediction using a connected reservoir regions map |
| CN109034447B (en) * | 2018-06-14 | 2022-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for predicting water-drive reservoir water-cut rate-of-rise change |
| RU2717326C1 (en) * | 2019-08-30 | 2020-03-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method of formation coverage evaluation by development system |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2096600C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for development of oil deposit |
| RU2119583C1 (en) | 1997-04-07 | 1998-09-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for monitoring development of oil deposits |
| RU2172402C1 (en) * | 2000-01-11 | 2001-08-20 | НГДУ "Иркеннефть" ОАО "Татнефть" | Method of control over oil deposit development |
| RU2239177C1 (en) * | 2003-06-23 | 2004-10-27 | Дочернее закрытое акционерное общество "Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности" | Method to identify sources of formation of stable water-oil emulsions |
| WO2009009382A2 (en) * | 2007-07-12 | 2009-01-15 | Glori Oil Limited | Process for enhanced oil recovery using a microbial consortium |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6321840B1 (en) * | 1988-08-26 | 2001-11-27 | Texaco, Inc. | Reservoir production method |
| US5146086A (en) * | 1991-03-19 | 1992-09-08 | Chevron Research And Technology Company | Method and apparatus for imaging porous media and method for fabricating novel optical materials |
| US5632604A (en) * | 1994-12-14 | 1997-05-27 | Milmac | Down hole pressure pump |
| US5927404A (en) * | 1997-05-23 | 1999-07-27 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US5855243A (en) * | 1997-05-23 | 1999-01-05 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US6089317A (en) * | 1997-06-24 | 2000-07-18 | Baker Hughes, Ltd. | Cyclonic separator assembly and method |
| US6827749B2 (en) * | 1999-07-07 | 2004-12-07 | The Lubrizol Corporation | Continuous process for making an aqueous hydrocarbon fuel emulsions |
| US6484819B1 (en) * | 1999-11-17 | 2002-11-26 | William H. Harrison | Directional borehole drilling system and method |
| US7449114B2 (en) * | 2000-06-29 | 2008-11-11 | Srp Technologies, Inc. | Halogenated solvent remediation |
| EP1211633B1 (en) * | 2000-11-28 | 2004-06-09 | STMicroelectronics S.r.l. | Texile-like capacitive pressure sensor and method of mapping the pressure exerted at points of a surface of a flexible and pliable object, particularly of a sail |
| US7032662B2 (en) * | 2001-05-23 | 2006-04-25 | Core Laboratories Lp | Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells or subsurface formations during oil and gas exploration and production |
| US6814141B2 (en) * | 2001-06-01 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture |
| PL348996A1 (en) * | 2001-08-01 | 2003-02-10 | B Sp Z Oo Ab | Method of and apparatus for monitoring the parameters of aqueous phase in water-and-oil emulsions |
| US7045339B2 (en) * | 2002-08-20 | 2006-05-16 | Srp Technologies, Inc. | Electron donors for chlorinated solvent source area bioremediation |
| CN1517510A (en) * | 2003-01-13 | 2004-08-04 | 大庆油田有限责任公司 | Method for hierarchical regulating water flow of water injection well in oil field |
| US7198107B2 (en) * | 2004-05-14 | 2007-04-03 | James Q. Maguire | In-situ method of producing oil shale and gas (methane) hydrates, on-shore and off-shore |
| US7051817B2 (en) * | 2004-08-09 | 2006-05-30 | Sorowell Production Services Llc | Device for improving oil and gas recovery in wells |
| US7373276B2 (en) * | 2004-12-13 | 2008-05-13 | Champion Technologies, Inc. | Quantitative evaluation of emulsion stability based on critical electric field measurements |
| US7662275B2 (en) * | 2006-05-19 | 2010-02-16 | Colorado School Of Mines | Methods of managing water in oil shale development |
| CA2658943C (en) * | 2006-08-23 | 2014-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Composition and method for using waxy oil-external emulsions to modify reservoir permeability profiles |
| CN101652167B (en) * | 2007-03-29 | 2012-10-31 | 东丽株式会社 | Filter medium and filter unit |
| CN101925719B (en) * | 2007-11-30 | 2013-12-25 | M-I有限公司 | Breaker fluids and methods of using same |
| US8113278B2 (en) * | 2008-02-11 | 2012-02-14 | Hydroacoustics Inc. | System and method for enhanced oil recovery using an in-situ seismic energy generator |
| US20100096129A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of hydrocarbon recovery |
| US8424784B1 (en) * | 2012-07-27 | 2013-04-23 | MBJ Water Partners | Fracture water treatment method and system |
-
2009
- 2009-04-06 RU RU2009112697/03A patent/RU2390628C1/en not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-04-02 EP EP10777995.1A patent/EP2418349A4/en not_active Withdrawn
- 2010-04-02 CN CN201080010651.9A patent/CN102341563B/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-04-02 WO PCT/RU2010/000153 patent/WO2010134843A1/en active Application Filing
-
2011
- 2011-10-06 US US13/267,437 patent/US20120024524A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2096600C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for development of oil deposit |
| RU2119583C1 (en) | 1997-04-07 | 1998-09-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for monitoring development of oil deposits |
| RU2172402C1 (en) * | 2000-01-11 | 2001-08-20 | НГДУ "Иркеннефть" ОАО "Татнефть" | Method of control over oil deposit development |
| RU2239177C1 (en) * | 2003-06-23 | 2004-10-27 | Дочернее закрытое акционерное общество "Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности" | Method to identify sources of formation of stable water-oil emulsions |
| WO2009009382A2 (en) * | 2007-07-12 | 2009-01-15 | Glori Oil Limited | Process for enhanced oil recovery using a microbial consortium |
Non-Patent Citations (7)
| Title |
|---|
| "Emulsions in the Critical Zone", 1959, pages: 39 |
| ALI- MANOV, D.A.: "Some Questions on High-Viscosity Oil Output in the Kenkiyak Field.", NEFTEPROMYSLOVOYE DELO: NAUCH.- TEKHN. INFORM. SB. M: VNIIOENG., 1981, pages 19 - 20 |
| AMIYAN, V.A., UGOLEV, B.C.: "Physicochemical Methods for Increasing the Productivity of Wells.", 1970, article "Physicochemical Methods for Increasing the Productivity of Wells.", pages: 279 |
| ARTEMENKO, A.I., KASHCHAVTSEV, V.A., FATKULLIN, A.A.: "Cyclic Steam Action as One of the Priorities of High-Viscosity Oil Production.", NEFTYANOYE KHOZYAJSTVO, 2005, pages 113 - 115 |
| DEVLIKAMOV, V.V., KHABIBULLIN, Z.A., KABIROV, M.M.: "Abnormal Oil.", 1975 |
| POZDNYSHEV, G.N., FATTAKHOV, R.SH., BRIL, D.M: "The Formation of Stable Oil Emulsions upon Application of Thermal Methods of Action on the Layer and Ways of Their Destruction.", TEMATICHESKIY NAUCH.-TEKHN. OBSOR: SER. NEFTEPROMYSLOVOYE DELO. M.: VNIIOENG, vol. 16, no. 65, 1983, pages 44 |
| See also references of EP2418349A4 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2418349A4 (en) | 2015-04-22 |
| EP2418349A1 (en) | 2012-02-15 |
| US20120024524A1 (en) | 2012-02-02 |
| CN102341563A (en) | 2012-02-01 |
| RU2390628C1 (en) | 2010-05-27 |
| CN102341563B (en) | 2015-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2390628C1 (en) | Method of oil-field management | |
| Zhou et al. | Mechanisms of imbibition during hydraulic fracturing in shale formations | |
| RU2274747C2 (en) | Optimization method for oil production from multilayer compound beds with the use of dynamics of oil recovery from compound beds and geophysical production well investigation data | |
| Sharma et al. | The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test | |
| CN111222252B (en) | Method and system for predicting oil-water two-phase post-pressure capacity of low-saturation oil reservoir | |
| WO2010144546A2 (en) | Method of determining parameters of a layered reservoir | |
| Jones Jr et al. | Estimating reservoir pressure from early flowback data | |
| RU2670703C9 (en) | Method for monitoring the location of non-conventional hydrocarbon production and development | |
| US20190112898A1 (en) | Method for determining filtration parameters in multi-well system via pulse-code observation well testing method | |
| CN112392472A (en) | Method and device for determining integrated development mode of shale and adjacent oil layer | |
| Bedrikovetsky et al. | Produced water re-injection with seawater treated by sulphate reduction plant: Injectivity decline, analytical model | |
| Callegaro et al. | Design and implementation of low salinity waterflood in a north African brown field | |
| RU2318993C1 (en) | Method for watered oil pool development | |
| RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
| US4508169A (en) | Method for determining connate water saturation and salinity in reservoirs | |
| Yang et al. | A Practical Approach to History Matching Premature Water Breakthrough in Waterflood Reservoir Simulation: Method and Case Studies in South Belridge Diatomite Waterflood | |
| RU2734358C1 (en) | Method of determining current water saturation of a productive formation | |
| RU2190761C1 (en) | Process of development of oil field with artificial formation pressure | |
| RU2604247C1 (en) | Method of determining efficiency of formation hydraulic fracturing of well | |
| Akram et al. | A model to predict wireline formation tester sample contamination | |
| RU2536721C1 (en) | Method of oil and gas condensate multipay field development | |
| CN108414405B (en) | Method for evaluating action rule of surfactant in drilling fluid in shale microcracks | |
| RU2712869C1 (en) | Formation method of strata with hard-to-recover hydrocarbon reserves | |
| RU2626491C1 (en) | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs | |
| RU2717847C1 (en) | Oil deposit development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| WWE | Wipo information: entry into national phase |
Ref document number: 201080010651.9 Country of ref document: CN |
|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 10777995 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| WWE | Wipo information: entry into national phase |
Ref document number: 2010777995 Country of ref document: EP |