RU2117753C1 - Method for development of oil deposits - Google Patents
Method for development of oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2117753C1 RU2117753C1 RU96123794A RU96123794A RU2117753C1 RU 2117753 C1 RU2117753 C1 RU 2117753C1 RU 96123794 A RU96123794 A RU 96123794A RU 96123794 A RU96123794 A RU 96123794A RU 2117753 C1 RU2117753 C1 RU 2117753C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- reservoir
- injection
- liquid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к скважинной разработке нефтяных месторождений. The invention relates to the downhole development of oil fields.
Известен способ разработки месторождений на режиме растворенного газа [1] . Благодаря постепенному снижению давления во всем объеме залежи при режиме растворенного газа достигается высокий охват процессом вытеснения. A known method of developing deposits in the dissolved gas mode [1]. Due to the gradual decrease in pressure in the entire volume of the reservoir under the dissolved gas regime, a high displacement process coverage is achieved.
Недостатком этого способа является низкий коэффициент вытеснения нефти и средняя нефтеотдача, не превышающая 30% при самом благоприятном соотношении параметров. The disadvantage of this method is the low oil displacement coefficient and average oil recovery not exceeding 30% with the most favorable ratio of parameters.
Известен способ разработки нефтяных месторождений путем закачки в пласт газа [2]. За счет продувки пласта газом нефтеотдачи может достигнуть 40%. A known method of developing oil fields by injecting gas into the reservoir [2]. Due to the blowing of the formation gas recovery can reach 40%.
Недостатком этого способа является низкий охват пласта вытесняющим агентом и недостаточно высокий коэффициент вытеснения нефти. The disadvantage of this method is the low coverage of the reservoir with a displacing agent and the insufficiently high coefficient of oil displacement.
Так же известен способ разработки нефтяных месторождений путем закачки в пласт оторочки растворителя, проталкиваемой по пласту газом [3]. В указанном способе с целью повышения охвата пласта используется периодическая закачка в пласт воды. There is also a known method of developing oil fields by injecting into the formation of the rim of the solvent, pushed through the reservoir by gas [3]. In this method, in order to increase the coverage of the formation, periodic injection of water into the formation is used.
Недостатком этого способа является низкий охват малопроницаемых зон пласта растворителем, в результате чего резко увеличивается расход вытесняющих агентов для достижения высокой нефтеотдачи. The disadvantage of this method is the low coverage of low-permeability zones of the formation with a solvent, as a result of which the consumption of displacing agents increases sharply to achieve high oil recovery.
Задачей данного изобретения является увеличение нефтеотдачи при вытеснении нефти газом и снижение удельного расхода газа и растворителя за счет повышения охвата пласта газообразным вытесняющим агентом. Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем поэтапную эксплуатацию залежей нефти на режиме растворенного газа и попеременное нагнетание в пласт жидкости и газа, согласно изобретению на первом этапе залежь эксплуатируют на режиме растворенного газа до достижения в пласте газонасыщенности от 1 до 50 процентов от объема нефти в пласте, а на втором этапе в пласт закачивают циклически газ и жидкость, причем в каждом цикле жидкость подают в пласт в количестве 20-80 процентов от объема нефти, вытесненной из высокопроницаемых зон пласта. The objective of the invention is to increase oil recovery during oil displacement by gas and to reduce the specific consumption of gas and solvent by increasing the coverage of the formation with a gaseous displacing agent. The problem is achieved in that in the method of developing oil fields, which includes the phased operation of oil deposits in the dissolved gas mode and alternately injecting liquid and gas into the formation, according to the invention, at the first stage, the reservoir is operated in the dissolved gas mode until the gas saturation from 1 to 50 is reached in the formation percent of the volume of oil in the reservoir, and at the second stage, gas and liquid are cyclically pumped into the reservoir, and in each cycle, the liquid is fed into the reservoir in an amount of 20-80 percent of the volume of oil, esnennoy of high permeability formation zones.
В предпочтительных вариантах:
предварительно до начала закачки газа в пласт подают жидкость; в качестве жидкости используют тампонирующий состав; после прорыва жидкости в отдельные добывающие скважины их эксплуатацию прекращают до нагнетания всего объема жидкости; жидкость подают в пласт через нагнетательные и добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемой жидкости; в каждом цикле прекращают эксплуатацию тех добывающих скважин, в которые произошел прорыв газа, до закачки всего объема газа; в каждом цикле газ закачивают как и нагнетательные скважины, так и в те добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемого газа; после прорыва газа в отдельные добывающие скважины в них начинают нагнетать жидкость; в первых циклах в пласт подают газ, состав которого обеспечивает полную смешиваемость с нефтью; газ подают в объеме, составляющем 3-40 процентов от объема пор коллектора; после нагнетания газа, обеспечивающего полную смешиваемость с нефтью, закачивают газ с растворимостью, уменьшающейся в последующих циклах.In preferred embodiments:
preliminary, before the start of gas injection, liquid is supplied into the formation; as a liquid, a plug composition is used; after the breakthrough of the liquid into individual producing wells, their operation is stopped until the entire volume of liquid is injected; the fluid is fed into the reservoir through injection and production wells, into which a breakdown of the injected fluid occurred; in each cycle, those producing wells in which a gas breakthrough are shut down are shut down before the entire volume of gas is injected; in each cycle, gas is injected as well as injection wells, and in those producing wells in which the injection gas has been broken; after a gas breakthrough into individual producing wells, liquid begins to be pumped into them; in the first cycles, gas is supplied to the formation, the composition of which ensures complete miscibility with oil; gas is supplied in a volume of 3-40 percent of the pore volume of the reservoir; after injection of the gas, which ensures complete miscibility with the oil, gas is injected with a solubility that decreases in subsequent cycles.
Благодаря осуществлению на первом этапе эксплуатации на режиме растворенного газа до достижения газонасыщенности пласта, составляющей от 1 до 50 процентов от объема нефти в пласте, обеспечивается полная смесимость нефти и закачиваемого газа в пласте. При этом создается оторочка, эффективность вытеснения нефти которой может достигать 100%. Due to the implementation at the first stage of operation in the dissolved gas mode until the gas saturation of the formation is reached, comprising from 1 to 50 percent of the volume of oil in the reservoir, the complete miscibility of oil and injected gas in the reservoir is ensured. This creates a rim, the oil displacement efficiency of which can reach 100%.
В зависимости от строения коллектора в каждом цикле количество подаваемой жидкости может изменяться от 20 до 80% от объема нефти, вытесненной из высокопроницаемых зон пласта. При таком подходе количество закачиваемой жидкости зависит от режущих показателей разработки и может меняться от цикла к циклу, обеспечивая высокий охват пласта газом на каждом этапе эксплуатации залежи. Depending on the structure of the reservoir in each cycle, the amount of fluid supplied can vary from 20 to 80% of the volume of oil displaced from the highly permeable zones of the formation. With this approach, the amount of injected fluid depends on the cutting performance of the development and can vary from cycle to cycle, providing high gas coverage at each stage of the reservoir operation.
При определенном строении нефтенасыщенного коллектора в каждом цикле в пласт сначала подают жидкость, а затем закачивают газ, что обеспечивает более высокий охват пласта газом в предварительно разгазированном пласте. With a certain structure of the oil-saturated reservoir, in each cycle, liquid is first supplied to the formation and then gas is injected, which provides a higher gas coverage in the previously degassed formation.
Использованием в качестве жидкости специальных тампонирующих составов при перекрытии зон с аномально высокой проницаемостью достигается сжижение удельного расхода воды и газа. При конкретных геологических условиях реализации технологии с целью нейтрализации неоднородности пласта по площади после прорыва жидкости в отдельные добывающие скважины их эксплуатацию прекращают до нагнетания всего объема жидкости; жидкость подают в пласт через нагнетательные скважины и добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемой жидкости; в каждом цикле прекращают эксплуатацию тех добывающих скважин, в которые прорвался газ, до закачки всего объема газа; в каждом цикле закачивают как в нагнетательные скважины, так и в те добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемого газа; после прорыва газа в отдельные добывающие скважины в них начинают нагнетать жидкость. The use of special plugging compositions as a liquid when overlapping zones with abnormally high permeability results in a liquefaction of the specific flow rate of water and gas. Under specific geological conditions for the implementation of the technology in order to neutralize the heterogeneity of the formation over the area after the breakthrough of the fluid into individual producing wells, their operation is stopped until the entire volume of fluid is injected; the fluid is fed into the reservoir through injection wells and production wells into which the injection fluid has been broken; in each cycle, those production wells into which gas has been broken are shut down before the entire volume of gas is injected; in each cycle, they are pumped both into injection wells, and to those production wells into which a breakdown of the injected gas occurred; after a gas breakthrough into individual producing wells, fluid is pumped into them.
Если попутный газ не обеспечивает высокого коэффициента вытеснения, то, например, во втором цикле в пласт подают газ, состав которого обеспечивает полную смешиваемость с нефтью. При ограниченности ресурсов растворителя объем газа, обеспечивающего полную смешиваемость с нефтью, составляет 3-40% от объема пор коллектора. Для наиболее полного извлечения нефти из коллектора путем создания стабильной оторочки растворителя после нагнетания газа, обеспечивающего полную смешиваемость с нефтью, закачивают газ, растворимость которого в нефти уменьшается в последующих циклах. Способ осуществляют следующим образом. If the associated gas does not provide a high displacement coefficient, then, for example, in the second cycle, gas is supplied to the reservoir, the composition of which ensures complete miscibility with the oil. With limited solvent resources, the volume of gas providing complete miscibility with oil is 3–40% of the reservoir pore volume. For the most complete extraction of oil from the reservoir by creating a stable rim of the solvent after injection of the gas, which ensures complete miscibility with the oil, a gas is pumped whose solubility in oil decreases in subsequent cycles. The method is as follows.
Залежь на первом этапе эксплуатируют на режиме растворенного газа путем отбора жидкости из пласта с темпом, обеспечивающим сохранность призабойной зоны. Благодаря снижению пластового давления происходит разгазирование нефти в малопроницаемых зонах коллекторов. За счет выделения и расширения газа нефть из малопроницаемых зоне вытесняется в высокопроницаемые и уже по высокопроницаемых зонам и трещинам течет к добывающим скважинам. При этом нефтенасыщенность в высокопроницаемых зонах может быть выше, чем в низкопроницаемых из-за различий в кривых фазовых проницаемостей для этих зон. Благодаря снижению пластового давления часть трещин смыкается, что способствует выравниванию проницаемости различных зон пласта. The deposit at the first stage is exploited in the dissolved gas mode by taking fluid from the reservoir at a rate that ensures the preservation of the bottom-hole zone. Due to the decrease in reservoir pressure, oil is degassed in low-permeability zones of reservoirs. Due to the release and expansion of gas, oil from the low-permeability zone is displaced into highly permeable zones and flows through the highly permeable zones and cracks to production wells. In this case, the oil saturation in high permeability zones may be higher than in low permeability ones due to differences in phase permeability curves for these zones. Due to the decrease in reservoir pressure, part of the cracks closes, which helps to equalize the permeability of various zones of the reservoir.
Эксплуатация залежи на режиме растворенного газа продолжается до достижения газонасыщенности, составляющей от 1 до 50% от объема нефти в пласте. Наименьшее значение газонасыщенности (1%) принимается в том случае, когда очень легкая нефть залегает в относительно неоднородном пласте с высокой фазовой проницаемостью по газу. В этом случае для вытеснения нефти из газа с пониженной проницаемостью требуется очень малая газонасыщенность. Наибольшее значение газонасыщенности (50%) необходимо в том случае, когда процесс осуществляется в пласте с низкой нефтенасыщенностью. При более низких значениях газонасыщенности (менее 1%) фазовая проницаемость для газа настолько низка, что этот агент перестает фильтроваться в низкопроницаемых зонах. Если газонасыщенность превышает верхний предел (50%), то это значит, что из нефти извлекались углеводородные компоненты, способствующие достижению лучшей смесимости закачиваемого газа и нефти. Поэтому при нагнетании газа на втором этапе придется эти компоненты снова возвращать в коллектор. The exploitation of the reservoir in the dissolved gas mode continues until a gas saturation of 1 to 50% of the volume of oil in the reservoir is achieved. The lowest value of gas saturation (1%) is taken when very light oil lies in a relatively heterogeneous formation with a high gas phase permeability. In this case, very low gas saturation is required to displace oil from a gas with reduced permeability. The highest value of gas saturation (50%) is necessary when the process is carried out in a reservoir with low oil saturation. At lower values of gas saturation (less than 1%), the phase permeability for gas is so low that this agent ceases to be filtered in low-permeability zones. If the gas saturation exceeds the upper limit (50%), this means that hydrocarbon components were extracted from the oil, which contribute to achieving better miscibility of the injected gas and oil. Therefore, when injecting gas in the second stage, these components will have to be returned to the collector again.
Вытеснение нефти тем эффективнее, чем большая газонасыщенность достигнута в малопроницаемых зонах коллектора. Однако не во всех случаях можно достичь низкого пластового давления по геологическим или техническим причинам. Так, например, существенное снижение пластового давления может привести к смятию скважин, разрушение цементного кольца за обсадной колонной или нежелательному опусканию земной поверхности. Кроме того, используемое для откачки нефти из скважины оборудование может оказаться неэффективным при больших газовых факторах и низких пластовых давлениях. В этих случаях задаются предельно низким пластовым давлением, до которого залежь эксплуатируется на режиме растворенного газа. После достижения предельного значения пластового давления переходят к попеременному нагнетанию жидкости и газа. Oil displacement is more effective the greater gas saturation is achieved in low-permeability zones of the reservoir. However, not in all cases it is possible to achieve low reservoir pressure for geological or technical reasons. So, for example, a significant decrease in reservoir pressure can lead to collapse of the wells, destruction of the cement ring behind the casing or undesirable lowering of the earth's surface. In addition, the equipment used to pump oil from the well may be ineffective with large gas factors and low reservoir pressures. In these cases, they are set by extremely low reservoir pressure, to which the reservoir is operated in the dissolved gas mode. After reaching the limit value of reservoir pressure, they switch to alternating injection of liquid and gas.
На втором этапе в пласт подают циклически газ и жидкость, в качестве газа можно использовать углеводородные газы, двуокись углерода, газы горения, азот и другие газообразные при пластовых условиях агенты. Закачиваемый в пласт газ фильтруется по всему объему пласта, так как во всем объеме коллектора достигнута высокая газонасыщенность. Причем газ будет сначала фильтроваться по малопроницаемым зонам, вытесняя нефть в высокопроницаемые, за счет чего достигается высокий охват пласта газом. Однако, по мере продувки коллектора газом этот агент все больше и больше прорывается по высокопроницаемым зонам и трещинам. Газовый фактор возрастает и эффективность вытеснения нефти снижается. At the second stage, gas and liquid are fed into the formation cyclically; hydrocarbon gases, carbon dioxide, combustion gases, nitrogen and other gaseous agents under formation conditions can be used as gas. The gas injected into the reservoir is filtered throughout the entire volume of the reservoir, since high gas saturation has been achieved in the entire reservoir volume. Moreover, the gas will be first filtered through low-permeability zones, displacing oil into highly permeable zones, thereby achieving high gas coverage. However, as the reservoir is purged with gas, this agent more and more breaks through highly permeable zones and cracks. The gas factor increases and the efficiency of oil displacement decreases.
С целью снижения проводимости высокопроницаемых зон в пласт подают жидкость. Наиболее простым случаем является использование в качестве жидкости воды. Воду закачивают до ее прорыва по высокопроницаемым зонам в добывающие скважины. После прорыва воды проводимость высокопроницаемых зон снижается в несколько раз. После этого снова переходят на закачку в пласт газа. По мере продувки пласта газом вода высокопроницаемых зон выдавливается в добывающие скважины, а газовый фактор резко возрастает. Для восполнения вытесненной из высокопроницаемых зон воды цикл повторяют. Снова подают в пласт воду до ее прорыва в добывающие скважины, а затем возобновляют нагнетание газа. In order to reduce the conductivity of highly permeable zones, fluid is supplied to the formation. The simplest case is the use of water as a liquid. Water is pumped before it breaks through highly permeable zones into production wells. After a water breakthrough, the conductivity of highly permeable zones decreases several times. After that, they again switch to injection into the gas reservoir. As the formation is purged with gas, the water of highly permeable zones is squeezed out into production wells, and the gas factor increases sharply. To replenish water displaced from highly permeable zones, the cycle is repeated. Again, water is fed into the formation before it breaks into production wells, and then gas injection is resumed.
Если на первом этапе разработки залежи (на режиме растворенного газа) отобрано количество нефти, то для снижения расхода газа целесообразно начинать второй этап с закачки в пласт жидкости. Нагнетаемая жидкость будет поступать главным образом в высокопроницаемые зоны и снижать проводимость этих зон для газа. За счет снижения проводимости высокопроницаемых зон существенно снизится удельный расход газа. If at the first stage of reservoir development (in the dissolved gas mode) the amount of oil is selected, then to reduce the gas consumption it is advisable to start the second stage by injecting liquid into the reservoir. The injected liquid will flow mainly into highly permeable zones and reduce the conductivity of these zones for gas. By reducing the conductivity of highly permeable zones, the specific gas consumption will significantly decrease.
Разбуривание залежей нефти осуществляется в течение длительного времени. По мере разбуривания в разработку включаются новые объемы пласта. Те площадки залежи, которые были разбурены в первую очередь, истощаются раньше. На этих площадях в первую очередь переходят к реализации второго этапа технологии: нагнетанию газа. Постепенно к закачке газа переходят и на тех площадях, которые разбуривались позднее. Постепенный ввод площадей под закачу дает возможность более полно использовать ресурсы попутного газа. Drilling of oil deposits is carried out for a long time. As drilling progresses, new formation volumes are included in the development. Those deposits that were drilled in the first place are depleted earlier. In these areas, the first step is the implementation of the second stage of the technology: gas injection. Gradually, gas is also being pumped to those areas that were later drilled. The gradual introduction of areas for injection makes it possible to more fully utilize the resources of associated gas.
Приемистость нагнетательных скважин и продуктивность добывающих зависят от состояния призабойной зоны. Если жидкость подается в пласт до ее прорыва в добывающие скважины, то наиболее проницаемые зоны коллектора перекрываются и проводимость призабойных зон резко снижается. Падает приемистость нагнетательных скважин по газу и уменьшаются дебиты добывающих скважин по нефти. Для предотвращения этих нежелательных явлений в пласт нагнетают жидкость в количестве от 20 до 80% от объема вытесненной нефти из высокопроницаемых зон. Минимальное количество (20%) подают в пласт в каждом цикле в том случае, когда высокопроницаемые зоны представлены главным образом трещинами. Если количество подаваемой жидкости будет меньше 20%, то такую "пробку" закачиваемый газ легко выдавит в добывающие скважины и эффекта не будет. Максимальное количество жидкости закачивают в пласт, в котором высокопроницаемые зоны представлены отдельными слоями, имеющими хорошую гидродинамическую связь с низкопроницаемыми зонами. При использовании оторочек размером более 80% произойдет прорыв жидкости в добывающие скважины. The injectivity of injection wells and the productivity of producers depend on the state of the bottom-hole zone. If the fluid is fed into the reservoir before it breaks into production wells, then the most permeable reservoir zones overlap and the conductivity of the bottom-hole zones decreases sharply. The injectivity of gas injection wells decreases and oil production rates of oil production wells decrease. To prevent these undesirable phenomena, liquid is injected into the reservoir in an amount of from 20 to 80% of the volume of the displaced oil from highly permeable zones. A minimum amount (20%) is fed into the formation in each cycle in the case when highly permeable zones are mainly represented by cracks. If the amount of liquid supplied is less than 20%, then the injected gas will easily squeeze out such a “plug” into production wells and there will be no effect. The maximum amount of fluid is pumped into the reservoir, in which the highly permeable zones are represented by separate layers having a good hydrodynamic connection with the low permeability zones. When using rims with a size of more than 80%, liquid will break through into production wells.
При наличии в пласте трещин или зон с аномально высокой проницаемостью нагнетание воды может оказаться неэффективным из-за прорывов жидкости в добывающие скважины. Закачиваемая жидкость будет вытесняться газом, прорывающимся по высокопроницаемым зонам, в результате чего резко возрастают удельные расходы воды и газа. С целью предотвращения прорывов вытесняющих агентов целесообразно применять различные тампонирующие составы, имеющие низкую подвижность в высокопроницаемых зонах. В качестве тампонирующих составов можно использовать полимерные растворы, эмульсии, высоковязкие нефти и другие агенты. Объем закачиваемого в пласт тампонирующего состава зависит от геологического строения залежи и свойств коллекторов. При незначительной расчлененности пласта и небольшом объеме высокопроницаемых зон количество подаваемого в пласт тампонирующего состава будет наименьшим, так как в этом случае достаточно изолировать пропластки с высокой проводимостью. Наибольшее количество тампонирующего состава требуется подавать в пласт, если расчлененность коллектора незначительна и существует хорошая гидродинамическая связь между прослоями и зонами различной проницаемости. В последнем случае объем подаваемого в пласт тампонирующего состава должен быть сравним с объемом пор высокопроницаемых зон коллектора и составит 80% от объема вытесненной из этих зон нефти. If there are cracks or zones with abnormally high permeability in the reservoir, water injection may be ineffective due to breakthroughs of fluid into production wells. The injected liquid will be displaced by gas breaking through highly permeable zones, as a result of which the specific consumption of water and gas sharply increases. In order to prevent breakthroughs of displacing agents, it is advisable to use various plugging compositions having low mobility in highly permeable zones. As plugging compositions, polymer solutions, emulsions, high viscosity oils and other agents can be used. The volume of plugging composition injected into the formation depends on the geological structure of the reservoir and the properties of the reservoirs. With insignificant fragmentation of the formation and a small amount of highly permeable zones, the amount of plugging composition fed into the formation will be the smallest, since in this case it is sufficient to isolate the interlayers with high conductivity. The greatest amount of plugging composition is required to be fed into the reservoir, if the partition of the reservoir is insignificant and there is a good hydrodynamic connection between the interlayers and zones of different permeability. In the latter case, the volume of the plugging composition fed into the formation should be comparable with the pore volume of the highly permeable reservoir zones and will be 80% of the volume of oil displaced from these zones.
Тампонирующий состав подают в пласт попеременно с газом. Количество и вязкость состава должны зависеть от объема и проводимости высокопроницаемых зон. Чем ниже подвижность тампонирующего состава, тем меньше его требуется для реализации процесса и тем большее количество циклов должно быть реализовано. The plugging composition is fed into the formation alternately with gas. The amount and viscosity of the composition should depend on the volume and conductivity of the highly permeable zones. The lower the mobility of the plugging composition, the less it is required for the implementation of the process and the greater the number of cycles should be implemented.
Коллекторы неоднородны как по толщине, так и по площади. При площадной неоднородности закачиваемая жидкость прорывается не во все добывающие скважины одновременно. Различия в проводимости пласта в разных направлениях могут существенно отличаться. В таких случаях после прорыва закачиваемой жидкости в отдельные добывающие скважины их останавливают до закачки всего объема жидкости в пласт. В некоторых случаях прорыв жидкости в отдельные добывающие скважины может происходить по трещине или зонам с аномально высокой проницаемостью. При такой динамике обводнения воду закачивают в те добывающие скважины, в которые произошел быстрый прорыв закачиваемой воды. Закачка воды в обводнившиеся добывающие скважины продолжается до нагнетания всего запланированного объема воды. Collectors are heterogeneous both in thickness and in area. With areal heterogeneity, the injected fluid does not break into all production wells at the same time. Differences in reservoir conductivity in different directions can vary significantly. In such cases, after the injection fluid is breached into individual producing wells, they are stopped until the entire volume of fluid is pumped into the formation. In some cases, fluid breakthroughs into individual production wells can occur along fractures or zones with abnormally high permeability. With such dynamics of watering, water is pumped into those producing wells into which a rapid breakthrough of the injected water occurred. Water injection into irrigated production wells continues until the entire planned volume of water is injected.
Закачиваемый в пласт газ должен охватить максимальный объем коллектора. Однако маловязкий вытесняющий агент при наличии зон с аномальной поверхностью быстро прорывается к добывающим скважинам. В этом случае необходимо останавливать те добывающие скважины, в которые прорвался вытесняющий агент. Добывающие скважины останавливаются до закачки всего запланированного объема газа. The gas injected into the reservoir should cover the maximum volume of the reservoir. However, a low-viscosity displacing agent, in the presence of zones with an abnormal surface, quickly erupts to production wells. In this case, it is necessary to stop those producing wells into which the displacing agent has broken through. Production wells are shut down before the entire planned volume of gas is pumped.
Если конструкция добывающих скважин и система подачи газа позволяют переводить остановленные скважины под нагнетание, то в каждом цикле газ закачивают как в нагнетательные скважины, так и в те добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемого газа. После закачки всего объема газа нагнетательные скважины переводят на закачку жидкости. If the design of the producing wells and the gas supply system make it possible to transfer the stopped wells to injection, then in each cycle gas is pumped both into the injection wells and into those producing wells into which the injected gas has been broken. After injection of the entire volume of gas, injection wells are transferred to the injection of fluid.
Прорыв закачиваемого газа в отдельные добывающие скважины может быть обусловлены тем, что высокопроницаемые зоны находятся в области дренирования этих скважин. В таких случаях после прорыва закачиваемого газа в отдельные добывающие скважины в них начинают нагнетать жидкость. Закачка жидкости продолжается в течение всего срока нагнетания жидкости этого цикла. The breakthrough of injected gas into individual production wells may be due to the fact that highly permeable zones are located in the drainage area of these wells. In such cases, after the injected gas breaks into individual producing wells, liquid is pumped into them. Fluid injection continues throughout the entire fluid injection period of this cycle.
Эффективность вытеснения нефти попутным газом зависит главным образом от состава этих флюидов и пластового давления. Если коэффициент вытеснения нефти газом низок, то целесообразно использовать оторочку обогащенного газа или растворителя, проталкиваемую "сухим" газом. При этом соотношение оторочки растворителя и сухого газа должно обеспечивать полное смешивание с пластовой нефтью. С этой целью в первых циклах второго этапа разработки в пласт подают растворитель и газ, а в остальных циклах используется "сухой" газ для проталкивания растворителя к добывающим скважинам. Общий объем растворителя должен обеспечить смешивающееся вытеснение нефти из всего охваченного объема пласта. The efficiency of oil displacement by associated gas depends mainly on the composition of these fluids and reservoir pressure. If the coefficient of oil displacement by gas is low, then it is advisable to use the rim of the enriched gas or solvent pushed by the "dry" gas. At the same time, the ratio of solvent rim and dry gas should ensure complete mixing with the reservoir oil. To this end, in the first cycles of the second stage of development, solvent and gas are fed into the formation, and in the remaining cycles, “dry” gas is used to push the solvent to the producing wells. The total volume of solvent should provide a miscible displacement of oil from the entire covered volume of the reservoir.
Если объем малопроницаемых зон велик, а проводимость высокопроницаемых зон эффективно снижается благодаря закачке жидкости, то для эффективного вытеснения нефти из малопроницаемых зон достаточно подать в пласт оторочку растворителя в количестве от 3 до 40% от объема пор коллектора. Минимальное количество растворителя (3% от объема пор) закачивают в том случае, когда зоны с различной проницаемостью разделены непроницаемыми пропластками. Если объем малопроницаемых зон велик, а между участками с различной проницаемостью отсутствуют непроницаемые границы, то объем оторочки должен быть максимальным (40% от объема пор). При количестве растворителя меньшем, чем 3% от объема пор эффективность вытеснения нефти резко снижается даже в однородных лабораторных моделях пластов. Если количество растворителя превышает 40% от объема пор коллектора, то происходит прорыв растворителя в добывающие скважины. If the volume of low-permeability zones is large, and the conductivity of high-permeability zones is effectively reduced due to fluid injection, then to efficiently displace oil from low-permeability zones, it is sufficient to apply a rim of solvent to the reservoir in an amount of 3 to 40% of the reservoir pore volume. The minimum amount of solvent (3% of the pore volume) is pumped in when the zones with different permeabilities are separated by impermeable layers. If the volume of low-permeability zones is large, and there are no impermeable boundaries between areas with different permeabilities, then the rim volume should be maximum (40% of the pore volume). When the amount of solvent is less than 3% of the pore volume, the efficiency of oil displacement sharply decreases even in homogeneous laboratory models of formations. If the amount of solvent exceeds 40% of the pore volume of the reservoir, then breakthrough of the solvent occurs in production wells.
При определенном строении коллектора может оказаться недостаточной подача растворителя в нескольких первых циклах закачки газа. Закаченный в первых циклах растворитель изменит состав остаточной нефти в зонах с наименьшей проницаемостью, но будет недостаточен для создания условий полной смесимости. В этом случае состав закачиваемого газа в циклах меняется постепенно от "жирного" к "сухому". В каждом последующем цикле состав газа подбирается таким образом, чтобы создавались условия для смешивающегося вытеснения при новом составе остаточной нефти и текущем пластовом давлении. With a certain reservoir structure, the solvent supply may not be sufficient in the first few gas injection cycles. The solvent injected in the first cycles will change the composition of the residual oil in the zones with the lowest permeability, but will be insufficient to create conditions of complete miscibility. In this case, the composition of the injected gas in cycles changes gradually from “fat” to “dry”. In each subsequent cycle, the gas composition is selected in such a way as to create conditions for miscible displacement with a new composition of residual oil and current reservoir pressure.
Список использованной литературы:
1. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986, с. 112-120.List of used literature:
1. Zheltov Yu. P. Development of oil fields. M .: Nedra, 1986, p. 112-120.
2. Сургучев М. Л. и др. Методы извлечения остаточной нефти, М.: Недра, 1991, с. 61 - 69. 2. Surguchev M. L. and other Methods for the extraction of residual oil, M .: Nedra, 1991, p. 61 - 69.
3. Ибрагимов Г. З. и др., Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991, с. 307 - 313. 3. Ibragimov G. Z. et al., The use of chemical reagents for the intensification of oil production. M .: Nedra, 1991, p. 307 - 313.
Claims (11)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96123794A RU2117753C1 (en) | 1996-12-19 | 1996-12-19 | Method for development of oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96123794A RU2117753C1 (en) | 1996-12-19 | 1996-12-19 | Method for development of oil deposits |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2117753C1 true RU2117753C1 (en) | 1998-08-20 |
| RU96123794A RU96123794A (en) | 1999-02-10 |
Family
ID=20188248
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96123794A RU2117753C1 (en) | 1996-12-19 | 1996-12-19 | Method for development of oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2117753C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2490437C1 (en) * | 2012-01-24 | 2013-08-20 | Александр Вячеславович Лобусев | Procedure for development of hydrocarbon deposit |
| RU2511151C2 (en) * | 2012-07-26 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method for recovery of residual oil reserves |
| RU2515673C2 (en) * | 2007-11-19 | 2014-05-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | System for oil production by means of emulsion containing mixable solvent |
| CN115680580A (en) * | 2021-07-30 | 2023-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for supplementing energy of low-permeability stratum block with associated gas after steam flooding desulfurization |
| RU2814219C1 (en) * | 2023-09-11 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Oil extraction method |
-
1996
- 1996-12-19 RU RU96123794A patent/RU2117753C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986, с.112 - 120. Сургучев М.Л. и др. Методы извлечения остаточной нефти. - М.: Недра, 1991, с.61 - 69. Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с.307 - 313. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2515673C2 (en) * | 2007-11-19 | 2014-05-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | System for oil production by means of emulsion containing mixable solvent |
| RU2490437C1 (en) * | 2012-01-24 | 2013-08-20 | Александр Вячеславович Лобусев | Procedure for development of hydrocarbon deposit |
| RU2511151C2 (en) * | 2012-07-26 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method for recovery of residual oil reserves |
| CN115680580A (en) * | 2021-07-30 | 2023-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for supplementing energy of low-permeability stratum block with associated gas after steam flooding desulfurization |
| RU2814219C1 (en) * | 2023-09-11 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Oil extraction method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3653438A (en) | Method for recovery of petroleum deposits | |
| US5046560A (en) | Oil recovery process using arkyl aryl polyalkoxyol sulfonate surfactants as mobility control agents | |
| US4787449A (en) | Oil recovery process in subterranean formations | |
| US4042029A (en) | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs | |
| Sahin et al. | A quarter century of progress in the application of CO2 immiscible EOR project in Bati Raman heavy oil field in Turkey | |
| US20190093463A1 (en) | Hydraulic Fracturing with Nanobubbles | |
| MX2011003125A (en) | Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation. | |
| US6227296B1 (en) | Method to reduce water saturation in near-well region | |
| CA1305047C (en) | Water-alternating-gas flooding of a hydrocarbon-bearing formation (870038 can 000) | |
| US6053249A (en) | Method and apparatus for injecting gas into a subterranean formation | |
| US5515919A (en) | Enhanced oil recovery process including the simultaneous injection of a miscible gas and water | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2066744C1 (en) | Method for intensification of oil recovery | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2154156C2 (en) | Method of oil-gas pool development | |
| RU2324048C2 (en) | Method of development of carbon pool and devices for its realisation | |
| RU2212532C2 (en) | Method of isolation of gas showings in oil wells of gas-oil deposits | |
| US3575240A (en) | Recovery of heavy oils by fracturing and injection of gas | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2131022C1 (en) | Method of treatment of injection wells | |
| RU2791829C1 (en) | Method for limiting water inflow into well | |
| RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
| RU2095546C1 (en) | Method for treatment of wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071220 |