RU2334086C1 - Method of oil pool development - Google Patents
Method of oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2334086C1 RU2334086C1 RU2007134012/03A RU2007134012A RU2334086C1 RU 2334086 C1 RU2334086 C1 RU 2334086C1 RU 2007134012/03 A RU2007134012/03 A RU 2007134012/03A RU 2007134012 A RU2007134012 A RU 2007134012A RU 2334086 C1 RU2334086 C1 RU 2334086C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- stage
- polymer solution
- wells
- injected
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 87
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 87
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 61
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 57
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи циклическим заводнением.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits by cyclic flooding.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины. В начальный период закачивают полимерный раствор с максимальной концентрацией при давлении, обеспечивающем приемистость высокопродуктивных скважин, затем закачивают полимерный раствор с меньшей концентрацией при рабочих давлениях закачки, при этом в период простоя нагнетательных скважин через добывающие скважины с большой скоростью нарастания обводненности форсированно отбирают добываемую продукцию (Номер документа: 98103528/03, опублик. 1999.03.10).A known method of developing a heterogeneous oil field, including the injection through the injection wells of the working agent in a cyclic mode, the periodic injection of a polymer solution and the selection of oil through production wells. In the initial period, the polymer solution with the maximum concentration is pumped at a pressure that ensures the injectivity of highly productive wells, then the polymer solution with a lower concentration is pumped at the working injection pressures, while during the idle time of the injection wells through the production wells with a high rate of water cut rise, the produced products are forcedly selected (Number Document: 98103528/03, published. 1999.03.10).
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.The known method does not allow to develop an oil reservoir with the achievement of high oil recovery.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении, включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины, нагнетание водного раствора полимера и отбор нефти из добывающих скважин. Дополнительно закачивают суспензию дисперсных частиц, причем нагнетание водного раствора полимера ведут в чередующемся режиме с суспензией дисперсных частиц (Патент РФ №2078917, опублик. 1997.05.10 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for developing heterogeneous reservoirs during cyclic flooding, including cyclically lowering and increasing the pressure in the reservoir by pumping water through injection wells, injecting an aqueous polymer solution and taking oil from production wells. Additionally pumped a suspension of dispersed particles, and the injection of an aqueous polymer solution is carried out in alternating mode with a suspension of dispersed particles (RF Patent No. 2078917, published. 1997.05.10 - prototype).
Известный способ позволяет отбирать нефть из низкопроницаемых зон залежи, однако нефтеотдача остается на невысоком уровне.The known method allows you to select oil from low-permeability zones of the reservoir, however, oil recovery remains at a low level.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению нагнетательные скважины размещают по блочно-замкнутой системе, внутри которой размещают добывающие скважины, закачку раствора полимера в нагнетательные скважины ведут в три этапа, на первом этапе закачку раствора полимера осуществляют поочередно через одну нагнетательную скважину, на втором этапе закачку раствора полимера производят поочередно во все нагнетательные скважины по периметру участка, причем в нагнетательные скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили раствор полимера закачивают в том же объеме, что и на первом этапе, а в нагнетательные скважины, в которые произведена закачка раствора полимера на первом этапе ведут закачку раствора полимера в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе, на третьем этапе осуществляют выборочную закачку раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе, при этом между закачками выполняют периоды работы нагнетательных скважин без закачки раствора полимера.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, comprising injecting a working agent through injection wells in a cyclic mode, periodically injecting a polymer solution and extracting oil through production wells, according to the invention, injection wells are placed in a block-closed system inside which production wells are placed, polymer solution is injected into injection wells in three stages; at the first stage, polymer solution is injected alternately through one injection well, the second stage, the polymer solution is injected into all injection wells along the perimeter of the site, and in the injection wells, into which the polymer solution was not injected in the first stage, they are pumped in the same volume as in the first stage, and into the injection wells into which polymer solution injection at the first stage, polymer solution is injected in a volume that is a multiple of the injection volume at the first stage; at the third stage, the polymer solution is sampled into injection wells by erimetru portion in an amount less than a multiple of the volume of injection at the first stage, wherein between periods of work performed uploads injection wells without pumping the polymer solution.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) закачка через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме;1) injection through the injection wells of the working agent in a cyclic mode;
2) периодическая закачка раствора полимера;2) periodic injection of a polymer solution;
3) отбор нефти через добывающие скважины;3) oil extraction through production wells;
4) размещение нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, внутри которой размещают добывающие скважины;4) placement of injection wells in a block-closed system, inside which production wells are placed;
5) закачка раствора полимера в нагнетательные скважины в три этапа;5) injection of polymer solution into injection wells in three stages;
6) на первом этапе закачка раствора полимера поочередно через одну нагнетательную скважину;6) at the first stage, the injection of the polymer solution alternately through one injection well;
7) на втором этапе закачка раствора полимера поочередно во все нагнетательные скважины по периметру участка;7) at the second stage, the injection of the polymer solution in turn into all injection wells around the perimeter of the site;
8) причем в нагнетательные скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили, закачка раствора полимера в том же объеме, что и на первом этапе, а в нагнетательные скважины, в которые произведена закачка раствора полимера, на первом этапе закачка раствора полимера в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе;8) moreover, in injection wells, into which injection was not performed in the first stage, the polymer solution is injected in the same volume as in the first stage, and in injection wells, into which the polymer solution was injected, in the first stage, the polymer solution is injected in volume , a multiple of the smaller download volume in the first stage;
9) на третьем этапе осуществление выборочной закачки раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе;9) at the third stage, the implementation of selective injection of the polymer solution into the injection wells along the perimeter of the site in a volume that is multiple less than the injection volume at the first stage;
10) между закачками выполняют периоды работы нагнетательных скважин без закачки раствора полимера.10) between the injections, the periods of operation of the injection wells are performed without injection of the polymer solution.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-10 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи для вытеснения нефти из низкопроницаемых зон используют циклическое заводнение и периодическую закачку растворов полимеров. При этом удается извлечь дополнительный объем нефти, однако значительная часть извлекаемых запасов остается в залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir, cyclic flooding and periodic injection of polymer solutions are used to displace oil from low-permeability zones. At the same time, it is possible to extract additional oil, however, a significant part of the recoverable reserves remains in the reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи нагнетательные скважины размещают по блочно-замкнутой системе, внутри которой размещают добывающие скважины. Закачку раствора полимера в нагнетательные скважины ведут в три этапа. На первом этапе закачку раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка ведут поочередно через одну нагнетательную скважину с закачкой раствора полимера в каждую скважину в объеме 150-500 м3. Таким образом, на первом этапе половина нагнетательных скважин остается без закачки раствора полимера. На втором этапе работ организуют закачку раствора полимера во все нагнетательные скважины по периметру участка поочередно, причем с тем же объемом закачки раствора полимера в объеме 150-500 м3 в скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили, а в скважины, в которые произведена закачка раствора полимера на первом этапе ведут закачку раствора полимера в объеме, кратно меньшем основному объему (15-50 м3). На третьем этапе осуществляют выборочную закачку раствора полимера в нагнетательные скважины с повышенной приемистостью по периметру участка в объеме, кратно меньшем основному объему (15-50 м3). Разрыв по времени между закачкой раствора полимера в каждую последующую скважину составляет 2-3 месяца.When developing an oil field, injection wells are placed in a block-closed system, inside which production wells are placed. The polymer solution is injected into injection wells in three stages. At the first stage, the polymer solution is injected into the injection wells along the perimeter of the site alternately through one injection well with the injection of the polymer solution into each well in a volume of 150-500 m 3 . Thus, at the first stage, half of the injection wells remain without injection of the polymer solution. At the second stage of work, the polymer solution is pumped into all injection wells along the perimeter of the site in turn, and with the same volume of polymer solution injected in the volume of 150-500 m 3 into wells into which they were not injected at the first stage, and into wells into which the polymer solution was pumped at the first stage, the polymer solution was pumped in a volume that was a multiple of the main volume (15-50 m 3 ). At the third stage, the polymer solution is sampled into injection wells with increased injectivity along the perimeter of the site in a volume that is multiple less than the main volume (15-50 m 3 ). The time gap between the injection of the polymer solution into each subsequent well is 2-3 months.
Перед закачкой полимер растворяют в пресной воде до концентрации 0,1-0,5%. В качестве полимера используют водорастворимые полимеры типа полиакриламида, гидролизованного полиакрилонитрила и т.п.Before injection, the polymer is dissolved in fresh water to a concentration of 0.1-0.5%. As the polymer, water-soluble polymers such as polyacrylamide, hydrolyzed polyacrylonitrile and the like are used.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: залежь пластово-сводового типа с частичным литологическим ограничением, этаж нефтеносности составляет 6 м, глубина кровли пласта 990-1020 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,7 м до 6,0 м. Породами-коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные; пористость 15%, проницаемость 0,115 мкм2, средняя нефтенасыщенная толщина 3,5 м, вязкость нефти 123,3 мПа·с, нефтенасыщенность - 72%, плотность пластовой нефти 0,904 г/см3, газосодержание - 7 м3/т.An oil reservoir with the following characteristics is being developed: a reservoir-vault type deposit with a partial lithological restriction, the oil floor is 6 m, the depth of the formation roof is 990-1020 m, effective oil-saturated thicknesses vary from 1.7 m to 6.0 m. The reservoir rocks are porous-permeable and fractured limestones, to varying degrees, clay and dolomitic; porosity 15%, permeability 0.115 μm 2 , average oil saturated thickness 3.5 m, oil viscosity 123.3 mPa · s, oil saturation 72%, reservoir oil density 0.904 g / cm 3 , gas content 7 m 3 / t.
На чертеже представлен участок залежи нефти, который разрабатывают 20 добывающими (1) и 18 нагнетательными скважинами (2). Система размещения скважин - блочно-замкнутая с 5 нагнетательными скважинами в одних рядах и 4 нагнетательными скважинами в перпендикулярных рядах. Внутри блока размещают добывающие скважины. Закачку рабочего агента - сточной воды ведут в циклическом режиме с периодом 15 сут.The drawing shows a plot of oil deposits, which is developed by 20 producing (1) and 18 injection wells (2). The well placement system is block-closed with 5 injection wells in the same rows and 4 injection wells in the perpendicular rows. Inside the block, producing wells are placed. The injection of the working agent - wastewater is carried out in a cyclic mode with a period of 15 days.
Закачку раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка ведут поочередно через одну скважину в объеме по 300 м3. После завершения первого этапа работ организуют закачку раствора полимера во все нагнетательные скважины по периметру участка поочередно, причем с тем же объемом закачки раствора полимера по 300 м3 в скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили, а в скважины, в которые произведена закачка раствора полимера на первом этапе ведут закачку раствора полимера в объеме, равном 30 м3. На третьем этапе работ осуществляют выборочную закачку раствора полимера в нагнетательные скважины с повышенной приемистостью по периметру участка в объеме по 30 м3. Разрыв по времени между закачкой раствора полимера в каждую последующую скважину составляет 2 месяца.The polymer solution is injected into injection wells along the perimeter of the site alternately through one well in a volume of 300 m 3 . After the completion of the first stage of work, the polymer solution is pumped into all injection wells along the perimeter of the site in turn, with the same volume of polymer solution injection of 300 m 3 into the wells into which they were not pumped at the first stage, and into the wells into which they were pumped polymer solution in the first stage, the polymer solution is injected in a volume equal to 30 m 3 . At the third stage of work, selective polymer solution is injected into injection wells with increased injectivity along the perimeter of the site in a volume of 30 m 3 . The time gap between the injection of the polymer solution into each subsequent well is 2 months.
В результате нефтеотдача участка залежи возросла на 3% и составила 35%, тогда как по прототипу в аналогичных условиях нефтеотдача не превысила 33%.As a result, the oil recovery of the deposit area increased by 3% and amounted to 35%, while the prototype in similar conditions, oil recovery did not exceed 33%.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007134012/03A RU2334086C1 (en) | 2007-09-12 | 2007-09-12 | Method of oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007134012/03A RU2334086C1 (en) | 2007-09-12 | 2007-09-12 | Method of oil pool development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2334086C1 true RU2334086C1 (en) | 2008-09-20 |
Family
ID=39868001
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007134012/03A RU2334086C1 (en) | 2007-09-12 | 2007-09-12 | Method of oil pool development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2334086C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2620689C1 (en) * | 2016-03-03 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multizone oil deposit development method |
| RU2779501C1 (en) * | 2022-02-21 | 2022-09-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for developing a geologically heterogeneous oil reservoir by waterflooding |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| US4632185A (en) * | 1985-07-31 | 1986-12-30 | Phillips Petroleum Company | Polymerflood process |
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| RU2057916C1 (en) * | 1993-10-08 | 1996-04-10 | Валентин Иванович Кудинов | Method of exploitation of oil pool |
| RU2078917C1 (en) * | 1996-02-05 | 1997-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding |
| RU2103491C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-01-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Method for development of nonuniform oil beds |
| RU2117142C1 (en) * | 1998-03-30 | 1998-08-10 | Нефтегазодобывающее управление "Бавлынефть" открытое акционерное общество "Татнефть" | Method for development of nonuniform oil deposit |
| RU2167278C2 (en) * | 1998-08-06 | 2001-05-20 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing nonuniform oil formation |
| RU2168005C2 (en) * | 1999-07-12 | 2001-05-27 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" | Method of control of nonuniform oil pool development |
| RU2185503C1 (en) * | 2001-10-08 | 2002-07-20 | Девятов Василий Васильевич | Method of oil pool development with cyclic stimulation |
| RU2299979C2 (en) * | 2004-07-27 | 2007-05-27 | Риф Вакилович Вафин | Oil deposit development method |
-
2007
- 2007-09-12 RU RU2007134012/03A patent/RU2334086C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| US4632185A (en) * | 1985-07-31 | 1986-12-30 | Phillips Petroleum Company | Polymerflood process |
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| RU2057916C1 (en) * | 1993-10-08 | 1996-04-10 | Валентин Иванович Кудинов | Method of exploitation of oil pool |
| RU2078917C1 (en) * | 1996-02-05 | 1997-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding |
| RU2103491C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-01-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Method for development of nonuniform oil beds |
| RU2117142C1 (en) * | 1998-03-30 | 1998-08-10 | Нефтегазодобывающее управление "Бавлынефть" открытое акционерное общество "Татнефть" | Method for development of nonuniform oil deposit |
| RU2167278C2 (en) * | 1998-08-06 | 2001-05-20 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing nonuniform oil formation |
| RU2168005C2 (en) * | 1999-07-12 | 2001-05-27 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" | Method of control of nonuniform oil pool development |
| RU2185503C1 (en) * | 2001-10-08 | 2002-07-20 | Девятов Василий Васильевич | Method of oil pool development with cyclic stimulation |
| RU2299979C2 (en) * | 2004-07-27 | 2007-05-27 | Риф Вакилович Вафин | Oil deposit development method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2620689C1 (en) * | 2016-03-03 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multizone oil deposit development method |
| RU2779501C1 (en) * | 2022-02-21 | 2022-09-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for developing a geologically heterogeneous oil reservoir by waterflooding |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2513791C1 (en) | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| RU2117141C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| RU2162143C1 (en) | Method of controlling oil deposit development by waterflooding | |
| RU2085711C1 (en) | Method for development of terrigenous oil bed | |
| RU2334086C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2465445C2 (en) | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2170344C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit | |
| RU2149984C1 (en) | Method of developing oil pool underlaid with water | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2114296C1 (en) | Method for treatment of well bottom-hole zone | |
| RU2135756C1 (en) | Process of exploitation of inhomogeneous strata | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2105141C1 (en) | Method for development of oil deposit with low-permeable clay-bearing reservoir | |
| RU2182653C1 (en) | Process of development of oil field | |
| RU2170342C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit | |
| RU2136877C1 (en) | Method for isolation of bottom water in gas well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140913 |