RU2669949C1 - Method of development of low-permeable oil deposits - Google Patents
Method of development of low-permeable oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669949C1 RU2669949C1 RU2017146027A RU2017146027A RU2669949C1 RU 2669949 C1 RU2669949 C1 RU 2669949C1 RU 2017146027 A RU2017146027 A RU 2017146027A RU 2017146027 A RU2017146027 A RU 2017146027A RU 2669949 C1 RU2669949 C1 RU 2669949C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oxygen
- injection
- oil
- wells
- light hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 43
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 6
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности, к способам добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов.The invention relates to the field of oil field development, in particular, to methods for oil production from low permeability reservoirs.
Известен способ термогазовой обработки пласта, включающий закачку в пласт окислителя и охладителя (RU 2433258).A known method of thermogas treatment of the reservoir, including the injection into the reservoir of an oxidizing agent and a cooler (RU 2433258).
Недостатком указанного способа является невозможность его использования для добычи нефти из низкопроницаемых глинистых коллекторов, т.к. в результате последовательного воздействия высокой температуры и охладителя (вода или водные растворы) будут происходить процессы набухания и диспергирования глинистых компонентов породы, что приведет к затуханию фильтрации через пласт.The disadvantage of this method is the impossibility of its use for oil production from low-permeability clay reservoirs, because as a result of successive exposure to high temperature and a cooler (water or aqueous solutions), the processes of swelling and dispersion of clay components of the rock will occur, which will lead to attenuation of the filtration through the reservoir.
Известен способ разработки газовых месторождений в низкопроницаемых коллекторах, включающий бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин с многоствольным окончанием, проведении многостадийного гидроразрыва пласта и стимулирования работы скважин нагнетанием воды и воздуха (RU 2515776).There is a method of developing gas fields in low-permeability reservoirs, including drilling vertical and horizontal wells with multilateral completion at the field, conducting multi-stage hydraulic fracturing and stimulating the operation of wells by injecting water and air (RU 2515776).
Недостатком известного способа является высокая сложность создания в пласте гидравлически связанной системы, что будет усиливать неоднородность пласта и ухудшать охват пласта воздействием, а также из-за неэффективности закачки воды в низкопроницаемые глинистые коллектора для вытеснения нефти.The disadvantage of this method is the high complexity of creating a hydraulically coupled system in the formation, which will increase the heterogeneity of the formation and worsen the coverage of the formation by exposure, as well as the inefficiency of pumping water into low-permeability clay reservoirs for oil displacement.
Также известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в закачке в нагнетательные скважины воздуха, водовоздушной смеси, горячей воды и растворителя для нефти (RU 2403383).Also known is a method of developing an oil deposit, which consists in injecting into the injection wells air, a water-air mixture, hot water and an oil solvent (RU 2403383).
Данный способ не позволяет добывать легкую нефть из низкопроницаемого пласта т.к. отсутствует возможность закачки в пласт водовоздушной смеси и горячей воды, обладающими заметными фильтрационными сопротивлениями.This method does not allow the production of light oil from a low permeability reservoir since there is no possibility of pumping water-air mixture and hot water into the reservoir, which have noticeable filtration resistances.
Кроме того, горячая вода и воздухо-воздушная смесь вызывают набухание и диспергирование глинистых компонентов породы и затухание фильтрации в пласте.In addition, hot water and air-air mixture cause swelling and dispersion of clay components of the rock and attenuation of the filtration in the reservoir.
Из известных способов наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение на месторождении системы вертикальных и горизонтальных скважин, а также боковых стволов, проведение перфорации боковых стволов нагнетательных и добывающих скважин, гидравлический разрыв пласта, закачку в образовавшиеся трещины пропанта, закачку через нагнетательные скважины кислородсодержащей смеси с созданием зоны окисления и последующую добычу нефти с помощью скважинной добывающей системы (RU 2567918).Of the known methods, the closest to the proposed method in terms of technical nature and the achieved result is a method of developing a multi-layer heterogeneous oil field, including drilling a vertical and horizontal well system, as well as sidetracks, perforating sidetracks of injection and production wells, hydraulic fracturing, injection of proppant into the formed cracks, injection of an oxygen-containing mixture through injection wells with the creation of a zone o Islenyev and subsequent oil extraction using a downhole production system (RU 2567918).
Однако известный способ не обеспечивает высокой степени вытеснения нефти, что обусловлено низким уровнем смесимости нефти и инертного газового агента, образованного в ходе окислительной реакции в пласте.However, the known method does not provide a high degree of oil displacement, due to the low level of miscibility of oil and inert gas agent formed during the oxidative reaction in the reservoir.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является снижение фильтрационного сопротивления движению флюидов и, соответственно, повышение нефтеотдачи пласта.The technical problem to which the invention is directed is to reduce the filtration resistance to the movement of fluids and, accordingly, increase oil recovery.
Указанная проблема решается тем, в способе разработки низкопроницаемых нефтяных залежей, включающем вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, бурение системы наклонно направленных и/или горизонтальных скважин, перфорацию боковых стволов и последующее проведение многократного гидравлического разрыва пласта с образованием системы трещин, закачку в образованную систему трещин через нагнетательные и добывающие скважины пропанта, последующую закачку через нагнетательные скважины кислородсодержащего агента с созданием зоны окисления с повышенной температурой и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, перед закачкой кислородсодержащего агента через нагнетательные скважины закачивают оторочку в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов, причем объемы кислородсодержащего агента и оторочки в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов выбирают исходя из условия обеспечения максимальной смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, легких углеводородов и инертного газа -продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента.This problem is solved by the method of developing low-permeability oil deposits, including opening a vertical well of an oil deposit, drilling a system of directional and / or horizontal wells, perforating sidetracks and then conducting multiple hydraulic fracturing with formation of a system of cracks, pumping fractures through injection and production wells of proppant, subsequent injection through the injection wells of an oxygen-containing agent with the creation of a zone of approx seams with elevated temperature and product selection from production wells, according to the invention, before the injection of an oxygen-containing agent through injection wells, a rim in the form of a liquefied wide fraction of light hydrocarbons is pumped, and the volumes of the oxygen-containing agent and rims in the form of a liquefied wide fraction of light hydrocarbons the miscibility of a system consisting of reservoir oil, light hydrocarbons and an inert gas, a product of in situ transformation of acid an antiferous agent.
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении подавления капиллярных сил и снижения межфазного натяжения на границе фаз.The technical result achieved is to suppress capillary forces and reduce interfacial tension at the phase boundary.
Сущность способа поясняется чертежами, иллюстрирующими примеры реализации способа, где на фиг. 1 приведена схема расположения нагнетательных (1-3) и добывающих (4-9) скважин; (где: а и b - расстояния между скважинами) и фиг. 2 - схема расположения добывающих (1-4) и нагнетательной (5) скважин, (где: r - расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами).The essence of the method is illustrated by drawings, illustrating examples of the method, where in FIG. 1 shows the location of injection (1-3) and production (4-9) wells; (where: a and b are the distances between the wells) and FIG. 2 is a layout of production (1-4) and injection (5) wells, (where: r is the distance between the injection and production wells).
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Производят вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи и бурение системы наклонно направленных и/или горизонтальных скважин. Осуществляют перфорацию боковых стволов нагнетательных и добывающих скважин и последующий многократный гидравлический разрыв пласта с образованием системы трещин. После чего в образованную систему трещин через нагнетательные и добывающие скважины осуществляют закачку пропанта. Сетку размещения скважин и режим осуществления гидравлического разрыва пласта проводят с учетом направления природных трещин и напряжений в низкопроницаемых пластах для обеспечения максимального охвата пласта воздействием и позднего прорыва вытесняющего флюида к добывающим скважинам.An oil well is opened by a vertical well and a system of directional and / or horizontal wells is drilled. Perforation of the lateral shafts of injection and production wells and subsequent multiple hydraulic fracturing with the formation of a system of fractures are carried out. Then, proppant is pumped into the formed system of cracks through injection and production wells. The well placement grid and the mode of hydraulic fracturing are carried out taking into account the direction of natural fractures and stresses in low-permeability formations to ensure maximum formation coverage by impact and late displacement of the displacing fluid to production wells.
Затем через нагнетательные скважины производят закачку оторочки в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с содержанием не менее 80% легких углеводородов с C3 до C6 включительно.Then, through the injection wells, rims are injected in the form of a liquefied wide fraction of light hydrocarbons (NGL) with a content of at least 80% of light hydrocarbons from C3 to C6 inclusive.
После чего нагнетательные скважины промывают азотом для удаления паров легких углеводородов, закачку азота производят в объеме не менее 2,5 объемов ствола скважины.After that, injection wells are washed with nitrogen to remove light hydrocarbon vapors, nitrogen is injected in a volume of at least 2.5 wellbore volumes.
Затем приступают к закачиванию кислородсодержащего агента с созданием зоны окисления с повышенной температурой и с генерацией в пласте инертного газового агента.Then they start pumping an oxygen-containing agent with the creation of an oxidation zone with a high temperature and with the generation of an inert gas agent in the formation.
В качестве кислородсодержащего агента используют смесь кислорода и азота с концентрацией кислорода 10-40 мольн. %.A mixture of oxygen and nitrogen with an oxygen concentration of 10-40 moles is used as an oxygen-containing agent. %
В случае прорыва кислородсодержащего агента в добывающие скважины и при содержании кислорода в составе попутных газов 2 мольн. % и выше добывающие скважины останавливают и продувают азотом в объеме не менее 2,5 объемов ствола скважины.In the case of a breakthrough of an oxygen-containing agent in production wells and with an oxygen content of associated gases of 2 mol. % and above, production wells are stopped and purged with nitrogen in a volume of at least 2.5 wellbore volumes.
Традиционно трансформация в пласте закачиваемого воздуха в инертный газовый агент позволяет получить непосредственно в пласте легко подвижный газовый агент, вытесняющий нефть и способный реализовать в пластовых условиях несмешивающийся режим вытеснения нефти, близкий, но не совпадающий, со смешивающимся режимом вытеснения нефти, но не обеспечивает полное подавление капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти.Traditionally, the transformation of injected air into an inert gas agent in a formation allows to obtain an easily movable gas displacing oil directly in the formation and capable of realizing an unmiscible oil displacement regime in the reservoir conditions that is close, but not identical, with a mixing oil displacement mode, but does not provide complete suppression capillary forces preventing the displacement of oil.
Создание предварительных условий путем закачки перед кислородсодержащим агентом оторочки из ШФЛУ позволяет достичь высокую смесимость системы, состоящей из пластовой нефти, смеси легких углеводородов (закаченная ШФЛУ и испарившиеся из нефти легкие углеводороды) и инертного газового агента (продукт пластовой трансформации воздуха), что обеспечит полное подавление капиллярных сил, снизит межфазное натяжение и вязкость пластовой нефти, а также уменьшит сопротивление фильтрации. Легкие углеводороды и инертный продукт внутрипластовой трансформации воздуха обладают меньшей вязкостью, чем вода и нефть, что значительно уменьшает общее сопротивление фильтрации в низкопроницаемом пласте.Creating preconditions by injecting brim from the BFLH upstream of the oxygen-containing agent allows for a high miscibility of the system consisting of reservoir oil, a mixture of light hydrocarbons (injected BFLH and light hydrocarbons evaporated from the oil) and an inert gas agent (product of formation transformation of air), which will ensure complete suppression capillary forces, will reduce the interfacial tension and viscosity of the reservoir oil, as well as reduce the filtration resistance. Light hydrocarbons and an inert product of in-situ transformation of air have a lower viscosity than water and oil, which significantly reduces the overall filtration resistance in a low-permeable formation.
Таким образом, закачка оторочки в виде в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов создает оптимальные условия для осуществления тепло-газового воздействия в условиях глинистого низкопроницаемого коллектора.Thus, the injection of the rim in the form of a liquefied wide fraction of light hydrocarbons creates optimal conditions for the implementation of heat-gas exposure in a clay low-permeability reservoir.
Объемы оторочки ШФЛУ и кислородсодержащего агента оптимизируют с помощью математического моделирования пласта, исходя из условия обеспечения максимально возможного уровня смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, смеси легких углеводородов и образовавшегося инертного газа внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента.The volumes of the NGL rim and the oxygen-containing agent are optimized by mathematical modeling of the formation, based on the condition of ensuring the highest possible level of miscibility of the system consisting of reservoir oil, a mixture of light hydrocarbons and the inert gas formed in-situ transformation of the oxygen-containing agent.
Как известно низкая проницаемость коллекторов (например, тюменской свиты) в значительной степени связана с большим содержанием глинистого цемента. Глинистые минералы способны менять смачиваемость с гидрофобной на гидрофильную и увеличивать объем (набухание) при контакте с водой, что приводит к увеличению граничных слоев на поверхности породы и отрицательно влияет на проницаемость. В случае глинистых коллекторов проницаемость может значительно уменьшаться по мере роста насыщенности пористой среды водой.As you know, the low permeability of reservoirs (for example, the Tyumen Suite) is largely associated with a high content of clay cement. Clay minerals are able to change the wettability from hydrophobic to hydrophilic and increase the volume (swelling) upon contact with water, which leads to an increase in the boundary layers on the rock surface and negatively affects the permeability. In the case of clay reservoirs, permeability can significantly decrease as the saturation of the porous medium with water increases.
При использовании предлагаемого способа при закачке ШФЛУ и кислородсодержащего агента (который трансформируется в пласте в инертный газовый агент) насыщенность гидрофобной фазой не уменьшается, что повысит проницаемость пласта для гидрофобных флюидов.When using the proposed method when injecting BFLH and an oxygen-containing agent (which is transformed into an inert gas agent in the formation), the saturation of the hydrophobic phase does not decrease, which will increase the permeability of the formation to hydrophobic fluids.
При этом уменьшается степень набухания глин за счет стабилизации и повышения насыщенности горных пород инертными продуктами и продуктами окисления нефти.At the same time, the degree of clay swelling decreases due to stabilization and increase in rock saturation with inert products and oil oxidation products.
Ниже приведены примеры реализации предлагаемого способа, иллюстрирующие, но не ограничивающие его применение.Below are examples of the implementation of the proposed method, illustrating, but not limiting its application.
Пример 1.Example 1
Осуществляют способ разработки низкопроницаемой нефтяной скважины. Проницаемость пласта составляет 0,002-0,003 мкм. Бурение системы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют в соответствии со схемой, изображенной на фигуре 1. После проведения гидравлического разрыва пласта с образованием системы трещин и закачки в образованную систему трещин пропанта закачивают в пласт через добывающую скважину определенный объем широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). После этого через нагнетательную скважину нагнетают в пласт кислородсодержащий агент (воздух) при давлении 250 атм.A method for developing a low permeability oil well is carried out. The permeability of the formation is 0.002-0.003 microns. Drilling a system of injection and production wells is carried out in accordance with the scheme shown in figure 1. After hydraulic fracturing with the formation of a system of cracks and injection into the formed system of cracks of propane, a certain volume of a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH) is pumped into the formation through a production well. After that, an oxygen-containing agent (air) is injected into the formation through an injection well at a pressure of 250 atm.
Необходимый для закачки в пласт объем ШФЛУ устанавливают в ходе лабораторных фильтрационных динамических испытаний образца пластовой породы и образца нефти разрабатываемого месторождения. При этом устанавливают допустимо минимальное значение объема ШФЛУ и допустимо минимальное значение объема газового агента, обеспечивающие при данных условиях (вязкость 0,41 мПа⋅с, пластовая температура 92°С) достижение максимально возможного уровня смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, смеси легких углеводородов и газового агента - модельного продукта внутрипластовой трансформации воздуха. Условие достижения максимально возможного уровня смесимости системы соответствует достижению максимально возможного коэффициента вытеснения нефти для испытываемых образцов пластовой породы и нефти. Таким образом, осуществляют серию лабораторных испытаний с варьируемыми значениями закачиваемых объемов ШФЛУ и газового агента - продукта внутрипластовой трансформации воздуха.The volume of BFLH necessary for injection into the reservoir is established during laboratory dynamic filtration tests of the reservoir rock sample and the oil sample of the field being developed. At the same time, the minimum value of the volume of NGL is admissible and the minimum value of the volume of the gas agent is acceptable, which ensures under the given conditions (viscosity 0.41 mPa⋅s, reservoir temperature 92 ° С) the maximum possible miscibility of the system consisting of reservoir oil, a mixture of light hydrocarbons and gas agent - a model product of in-situ transformation of air. The condition for achieving the maximum possible level of miscibility of the system corresponds to the achievement of the maximum possible oil displacement coefficient for the tested samples of reservoir rock and oil. Thus, a series of laboratory tests is carried out with variable values of injected volumes of NGL and a gas agent, a product of in-situ transformation of air.
Результаты эксперимента приведены в табл. 1, табл. 2.The results of the experiment are given in table. 1, tab. 2.
Таким образом, объем ШФЛУ, равный 10% от объема пор пластовой породы, и объем газового агента, равный 120% от объема пор пластовой породы, соответствуют достижению максимально возможного уровня смесимости системы при данных условиях и, соответственно, максимально возможному коэффициенту вытеснения нефти. При этом объем газового агента должен быть не менее 120% от объема пор пластовой породы.Thus, the volume of NGL equal to 10% of the pore volume of the reservoir rock, and the volume of the gas agent equal to 120% of the pore volume of the reservoir rock, correspond to the achievement of the maximum possible level of miscibility of the system under these conditions and, accordingly, the maximum possible coefficient of oil displacement. In this case, the volume of the gas agent should be at least 120% of the pore volume of the reservoir rock.
Поровый объем участка пласта, ограниченного скважинами №1 - №9 (см. фигура 1), определяется по формуле:The pore volume of the reservoir area, limited by wells No. 1 - No. 9 (see figure 1), is determined by the formula:
Vп=4*a*b*L*k, где:V p = 4 * a * b * L * k, where:
а и b - расстояния между скважинами (составляет 100 м),a and b - the distance between the wells (100 m),
L - толщина пласта (составляет 10 м),L is the thickness of the reservoir (10 m),
k - коэффициент пористости пласта (устанавливается в результате исследований кернового материала и составляет 0,17).k is the coefficient of porosity of the reservoir (established as a result of studies of core material and is 0.17).
Vп=4*100*100*10*0,17=68000 м3.V p = 4 * 100 * 100 * 10 * 0.17 = 68000 m 3 .
Объем нефти в пласте на участке, ограниченном скважинами №1 - №9 (см. фигура 1), определяется по формуле:The volume of oil in the reservoir in the area bounded by wells No. 1 - No. 9 (see figure 1) is determined by the formula:
Vн=Vп*S, гдеV n = V p * S, where
S - коэффициент нефтенасыщенности пласта (устанаваливается в результате геофизических исследований и составляет 0,5).S is the oil saturation coefficient of the reservoir (established as a result of geophysical studies and is 0.5).
Vн=68000*0,5=34000 м3.V n = 68000 * 0.5 = 34000 m 3 .
Согласно результатам проведенных лабораторных испытаний (табл. 1, 2) в нагнетательные скважины №1 - №3 в равных долях закачано:According to the results of laboratory tests (Tables 1, 2), the following were pumped into injection wells No. 1 - No. 3 in equal proportions:
Vп*10%/100=68000*0,1=6800 м3 оторочки ШФЛУ иV p * 10% / 100 = 68000 * 0.1 = 6800 m 3 rim of NGL and
Vп*120%/100=68000*120/100=81600 м3 газового агента при давлении 250 атм или 81600*250=20400000 м3 газового агента при нормальных условиях. Перед закачкой воздуха скважину продули азотом объемом, равным пяти объемам ствола скважины.V n * 120% / 100 = 68000 * 120/100 = 81600 m 3 gas agent at a pressure of 250 atm or 81600 * 250 = 20,400,000 m 3 gas agent under normal conditions. Before air injection, the well was purged with nitrogen equal to five volumes of the wellbore.
Общее количество добытой нефти составило 19720 м3, что соответствовало коэффициенту извлечения нефти 58%. Реальный коэффициент извлечения нефти ниже коэффициента вытеснения нефти в лабораторных испытаниях ввиду неоднородности пласта.The total amount of oil produced was 19,720 m 3 , which corresponded to a 58% oil recovery ratio. The actual oil recovery factor is lower than the oil displacement coefficient in laboratory tests due to reservoir heterogeneity.
Пример 2Example 2
Осуществляют способ разработки низкопроницаемой нефтяной скважины. Проницаемость пласта составляет 0,001-0,002 мкм2. Бурение системы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют в соответствии со схемой, изображенной на фигуре 2. После проведения гидравлического разрыва пласта с образованием системы трещин и закачки в образованную систему трещин пропанта закачивают в пласт через добывающую скважину определенный объем широкой фракции углеводородов (ШФЛУ). После этого через нагнетательную скважину нагнетают в пласт кислородсодержащий агент (воздух) при давлении 230 атм.A method for developing a low permeability oil well is carried out. The permeability of the formation is 0.001-0.002 μm 2 . Drilling a system of injection and producing wells is carried out in accordance with the scheme shown in figure 2. After hydraulic fracturing with the formation of a system of cracks and injection into the formed system of cracks of proppant, a certain volume of a wide hydrocarbon fraction (BFLH) is pumped into the formation through a production well. After that, an oxygen-containing agent (air) is injected into the formation through an injection well at a pressure of 230 atm.
Необходимый для закачки в пласт объем ШФЛУ устанавливают в ходе лабораторных фильтрационных динамических испытаний образца пластовой породы и образца нефти разрабатываемого месторождения. При этом устанавливают допустимо минимальное значение объема ШФЛУ и допустимо минимальное значение объема газового агента, обеспечивающие при данных условиях (вязкость 0,22 мПа⋅с, пластовая температура 112°С) достижение максимально возможного уровня смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, смеси легких углеводородов и воздуха в качестве кислородсодержащего агента. Условие достижения максимально возможного уровня смесимости системы соответствует достижению максимально возможного коэффициента вытеснения нефти для испытываемых образцов пластовой породы и нефти. Таким образом, осуществляют серию лабораторных испытаний с варьируемыми значениями закачиваемых объемов ШФЛУ и газового агента - продукта внутрипластовой трансформации воздуха.The volume of BFLH necessary for injection into the reservoir is established during laboratory dynamic filtration tests of the reservoir rock sample and the oil sample of the field being developed. At the same time, the minimum value of the volume of NGL is admissible and the minimum value of the volume of the gas agent is acceptable, which ensures under the given conditions (viscosity 0.22 mPa⋅s, reservoir temperature 112 ° С) the maximum possible miscibility of the system consisting of reservoir oil, a mixture of light hydrocarbons and air as an oxygen-containing agent. The condition for achieving the maximum possible level of miscibility of the system corresponds to the achievement of the maximum possible oil displacement coefficient for the tested samples of reservoir rock and oil. Thus, a series of laboratory tests is carried out with variable values of injected volumes of NGL and a gas agent, a product of in-situ transformation of air.
Результаты эксперимента приведены в табл. 3, табл. 4.The results of the experiment are given in table. 3, tab. four.
Таким образом, объем ШФЛУ, равный 5% от объема пор пластовой породы, и объем газового агента, равный 120% от объема пор пластовой породы, соответствуют достижению максимально возможного уровня смесимости системы при данных условиях и, соответственно, максимально возможному коэффициенту вытеснения нефти. При этом объем газового агента должен быть не менее 120% от объема пор пластовой породы.Thus, the volume of NGL equal to 5% of the pore volume of the reservoir rock, and the volume of the gas agent equal to 120% of the pore volume of the reservoir rock, correspond to the achievement of the maximum possible level of miscibility of the system under these conditions and, accordingly, the maximum possible coefficient of oil displacement. In this case, the volume of the gas agent should be at least 120% of the pore volume of the reservoir rock.
Поровый объем участка пласта, ограниченного скважинами №1 - №4 (см. фигура 2), определяется по формуле:The pore volume of the reservoir area limited by wells No. 1 to No. 4 (see figure 2) is determined by the formula:
Vп=π*r2*L*k, где:V p = π * r 2 * L * k, where:
r - расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами (составляет 100 м),r is the distance between the injection and producing wells (100 m),
L - толщина пласта (составляет 10 м),L is the thickness of the reservoir (10 m),
k - коэффициент пористости пласта (устанавливается в результате исследований скважин и кернового материала и составляет 0,19).k is the coefficient of porosity of the reservoir (established as a result of research of wells and core material and is 0.19).
Vп=3,14*1002*10*0,19=59660 м3.V p = 3.14 * 1002 * 10 * 0.19 = 59660 m 3 .
Объем нефти в пласте на участке, ограниченном скважинами №1 - №4, определяется по формуле:The volume of oil in the reservoir in the area limited by wells No. 1 - No. 4 is determined by the formula:
Vн=Vп*8, где:V n = V p * 8, where:
S - коэффициент нефтенасыщенности пласта (устанавалтвается в результате геофизических исследований и составляет 0,6).S is the oil saturation coefficient of the reservoir (established as a result of geophysical studies and is 0.6).
Vн=59660*0,6=35796 м3.V n = 59660 * 0.6 = 35796 m 3 .
Согласно результатам проведенных лабораторных испытаний (табл. 3, 4) в нагнетательную скважину №5 закачивают:According to the results of laboratory tests (Tables 3, 4), the following are pumped into injection well No. 5:
Vп*5%/100=59660*0,05=2983 м3 оторочки ШФЛУ иV p * 5% / 100 = 59660 * 0.05 = 2983 m 3 rim of NGL and
Vп*120%/100=59660*120/100=71592 м3 газового агента при давлении 230 атм или 71592*230=16466160 м3 газового агента при нормальных условиях. Перед закачкой воздуха скважину продули азотом объемом, равным пяти объемам ствола скважины.V p * 120% / 100 = 59660 * 120/100 = 71592 m 3 of gas agent at a pressure of 230 atm or 71592 * 230 = 16466160 m 3 of gas agent under normal conditions. Before air injection, the well was purged with nitrogen equal to five volumes of the wellbore.
Общее количество добытой нефти составило 22194 м3, что соответствовало коэффициенту извлечения нефти 62%. Реальный коэффициент извлечения нефти ниже коэффициента вытеснения нефти в лабораторных испытаниях ввиду неоднородности пласта.The total amount of oil produced was 22194 m 3 , which corresponded to the oil recovery ratio of 62%. The actual oil recovery factor is lower than the oil displacement coefficient in laboratory tests due to reservoir heterogeneity.
Таким образом, создание предварительных условий для образования продукта внутрипластовой трансформации воздуха - инертного газового агента - обеспечивает вытеснение нефти из низкопроницаемых коллекторов и снижение фильтрационного сопротивления движению флюидов в пласте за счет достижения максимально полной смесимости между нефтью и газом.Thus, the creation of preconditions for the formation of an in-situ transformation product of air, an inert gas agent, ensures the displacement of oil from low-permeability reservoirs and a decrease in filtration resistance to fluid movement in the formation by achieving the most complete miscibility between oil and gas.
Применение предлагаемого способа позволит повысить степень извлечения нефти из низкопроницаемых пластов на 20-40%, т.е. в тех случаях, когда традиционный метод заводнения неэффективен.The application of the proposed method will increase the degree of oil recovery from low-permeability formations by 20-40%, i.e. in cases where the traditional waterflooding method is ineffective.
Реализация предлагаемого способа обеспечит решение проблемы эффективной добычи нефти из низкопроницаемых (менее 0,02-0,010 мкм) коллекторов.Implementation of the proposed method will provide a solution to the problem of efficient oil production from low permeability (less than 0.02-0.010 microns) reservoirs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146027A RU2669949C1 (en) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | Method of development of low-permeable oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146027A RU2669949C1 (en) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | Method of development of low-permeable oil deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2669949C1 true RU2669949C1 (en) | 2018-10-17 |
Family
ID=63862380
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017146027A RU2669949C1 (en) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | Method of development of low-permeable oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2669949C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751762C1 (en) * | 2016-08-28 | 2021-07-16 | Линде Акциенгезелльшафт | Undivided broad fraction of light hydrocarbons for enhanced oil recovery |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1241748A1 (en) * | 1984-11-19 | 1996-01-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Well-drilling filter |
| RU2085723C1 (en) * | 1994-04-12 | 1997-07-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs |
| RU2403383C1 (en) * | 2009-12-14 | 2010-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Зарубежнефть" | Oil deposit development method |
| US20110303460A1 (en) * | 2008-12-23 | 2011-12-15 | Eth Zurich | Rock drilling in great depths by thermal fragmentation using highly exothermic reactions evolving in the environment of a water-based drilling fluid |
| RU2567918C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| RU2576267C1 (en) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method |
-
2017
- 2017-12-26 RU RU2017146027A patent/RU2669949C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1241748A1 (en) * | 1984-11-19 | 1996-01-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Well-drilling filter |
| RU2085723C1 (en) * | 1994-04-12 | 1997-07-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs |
| US20110303460A1 (en) * | 2008-12-23 | 2011-12-15 | Eth Zurich | Rock drilling in great depths by thermal fragmentation using highly exothermic reactions evolving in the environment of a water-based drilling fluid |
| RU2403383C1 (en) * | 2009-12-14 | 2010-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Зарубежнефть" | Oil deposit development method |
| RU2567918C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| RU2576267C1 (en) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751762C1 (en) * | 2016-08-28 | 2021-07-16 | Линде Акциенгезелльшафт | Undivided broad fraction of light hydrocarbons for enhanced oil recovery |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Pei et al. | Experimental study of nanoparticle and surfactant stabilized emulsion flooding to enhance heavy oil recovery | |
| US5632336A (en) | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs | |
| Alvarez et al. | Current overview of cyclic steam injection process | |
| Algharaib et al. | Improving polymer flood performance in high salinity reservoirs | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| US10030491B2 (en) | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores | |
| Thomas et al. | Chemical methods for heavy oil recovery | |
| US4387770A (en) | Process for selective injection into a subterranean formation | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| CA2698757A1 (en) | Application of reservoir conditioning in petroleum reservoirs | |
| RU2543009C1 (en) | Gas-oil deposit development method | |
| Jin et al. | Performance analysis of wells with downhole water loop installation for water coning control | |
| Korolev et al. | Regulation of filtration characteristics of highly watered terrigenous formations using complex chemical compositions based on surfactants | |
| MX2011003125A (en) | Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation. | |
| CA2868189A1 (en) | Method for producing heavy oil | |
| EA038753B1 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation | |
| RU2669949C1 (en) | Method of development of low-permeable oil deposits | |
| RU2722893C1 (en) | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit | |
| CA2958715A1 (en) | Systems and methods for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation that includes overlying inclined heterolithic strata | |
| RU2722895C1 (en) | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit | |
| Wang et al. | A new way of staged fracturing using ball sealers | |
| RU2702175C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation | |
| EP2904066B1 (en) | A method for recovering oil | |
| Szymczak | China’s Unconventional Challenge Spurs New Thinking on Shale and Tight Reservoirs | |
| US20240132774A1 (en) | Injection and hydraulic fracturing fluids containing zwitterionic surfactants and related methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191227 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20201112 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201203 Effective date: 20201203 |