RU2261985C1 - Hydrocarbon reservoir development method - Google Patents
Hydrocarbon reservoir development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2261985C1 RU2261985C1 RU2004138831/03A RU2004138831A RU2261985C1 RU 2261985 C1 RU2261985 C1 RU 2261985C1 RU 2004138831/03 A RU2004138831/03 A RU 2004138831/03A RU 2004138831 A RU2004138831 A RU 2004138831A RU 2261985 C1 RU2261985 C1 RU 2261985C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- vibroseismic
- wells
- hydrocarbons
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке углеводородной залежи и предназначено для повышения эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению добычи углеводородов из нефтяного, нефтегазоконденсатного или газового месторождения.The invention relates to the development of a hydrocarbon deposit and is intended to increase the efficiency of geological and technical measures to increase hydrocarbon production from an oil, oil and gas condensate or gas field.
Известен способ разработки обводненной углеводородной залежи, основанный на синхронном вибросейсмическом воздействии от группы равноудаленных наземных источников колебаний, расположенных вокруг одной из крайних к контуру месторождения добывающих скважин линейным частотно-модулированным сигналом. После повышения притока флюида вибросейсмическое воздействие проводят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения (Патент РФ №2057906, кл. Е 21 В 43/00, опубл.1996 г.).A known method of developing a flooded hydrocarbon reservoir based on synchronous vibroseismic exposure from a group of equidistant ground-based oscillation sources located around one of the production wells extreme to the field contour by a linear frequency-modulated signal. After increasing the flow of fluid, a vibroseismic effect is carried out near another producing well, moving from the oil path to the center of the field (RF Patent No. 2057906, class E 21 B 43/00, publ. 1996).
Недостатками указанного способа являются отсутствие выбора эффективной частоты воздействия на пласт, отсутствие временного интервала воздействия при работе в пункте возбуждения, что влияет на эффективность и производительность.The disadvantages of this method are the lack of choice of the effective frequency of stimulation, the absence of a time interval of exposure during operation at the excitation point, which affects the efficiency and productivity.
Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения, основанный на вибросейсмическом воздействии на обводненный участок с неподвижной нефтяной фазой наземного источника колебаний, установленного на кусте добывающих скважин в пределах участка на доминантной частоте, определенной на основе анализа амплитудного спектра микросейсмического фона до и после воздействия, установке дополнительных источников на расстоянии друг от друга, равном диаметру эффективной зоны действия источника, и проведении вибросейсмического воздействия на доминантной частоте (Авторское свидетельство СССР №1596081, кл. Е 21 В 43/00, опубл.1990 г.).A known method of developing a waterlogged oil field, based on the vibroseismic effect on a waterlogged area with a fixed oil phase of a ground source of oscillation installed on a well of producing wells within the area at a dominant frequency, determined based on the analysis of the amplitude spectrum of the microseismic background before and after exposure, installation of additional sources at a distance from each other, equal to the diameter of the effective zone of action of the source, and conducting vibroseismic action at a dominant frequency (USSR Author's Certificate No. 1596081, class E 21 B 43/00, publ. 1990).
Недостатком данного способа разработки является то, что превышение сигнала над уровнем микросейсмического фона еще не восстанавливает во многих практических случаях подвижность нефти, что не приводит к достижению цели, определение эффективной зоны действия источника как области пласта, в которой сейсмический сигнал выделяется над уровнем фона, с одной стороны, и определение ее через часть длины волны, на которую нужно переместить источник до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости, с другой, однозначно не определяют эту зону, устанавливается непрерывное вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте, что ведет к дополнительным затратам, использование в способе наземного вибрационного источника резко снижает промысловую эффективность способа в силу того, что большая часть энергии уносится поверхностными волнами и не достигает нефтяного пласта.The disadvantage of this development method is that the excess of the signal over the level of the microseismic background does not restore oil mobility in many practical cases, which does not lead to the achievement of the goal, determining the effective area of the source as a region of the reservoir in which the seismic signal is allocated above the background level, with on the one hand, and its determination through the part of the wavelength to which the source must be moved until the increase in the oil content in the well fluid ceases, on the other hand, it is not clearly defined this zone, a continuous vibroseismic effect is established at a dominant frequency, which leads to additional costs, the use of a ground-based vibration source in the method sharply reduces the field efficiency of the method due to the fact that most of the energy is carried away by surface waves and does not reach the oil reservoir.
Указанные недостатки снижают эффективность восстановления подвижности защемленной нефти и приводят к снижению производительности работ.These shortcomings reduce the efficiency of restoring the mobility of trapped oil and lead to a decrease in productivity.
Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения, согласно которому пласт вскрывают скважинами и производят добычу пластовой жидкости добывающими скважинами. На участке углеводородной залежи проводят изучение фракционного состава горной породы, слагающей нефтяной пласт, анализом кернового материала и определяют доминантную частоту пласта. Производят монтаж комплекса технических средств вибросейсмического воздействия. Он включает установку волноводного устройства в возбуждающей скважине из существующего фонда или специально пробуренную скважину и сопряжение его с наземным источником колебаний вибрационного типа с регулируемой величиной частоты колебаний и амплитуды. Осуществляют вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте с одновременной регистрацией состава и количества добываемой жидкости и попутного газа, амплитудного спектра акустического шума и амплитуды вибросмещений горной породы в интервале продуктивного пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти. По результатам обработки амплитудного спектра акустического шума и динамики технологических показателей разработки определяют режимы оптимального вибровоздействия на залежь. Разбивают месторождение на участки эффективного действия комплекса технических средств вибросейсмического воздействия, включающего наземный источник и волноводное устройство, и монтируют на них дополнительные комплексы. Производят вибросейсмическое воздействие с одновременными периодическими закачками растворов, содержащих растворенный газ, в интервалы пласта на участках. Во время проведения вибросейсмического воздействия осуществляют обработки призабойных зон пласта, включая виброволновые, улучшающие их фильтрационные свойства. Проводят повторные сеансы вибросейсмического воздействия на данных участках до полного прекращения разработки данных участков (Патент РФ №2172819, кл. Е 21 В 43/16, опубл.2001 г.).A known method of developing a flooded oil field, according to which the reservoir is opened with wells and produced reservoir fluid production wells. On the site of the hydrocarbon deposit, the fractional composition of the rock composing the oil reservoir is studied by analysis of core material and the dominant frequency of the reservoir is determined. Installation of a set of technical means of vibroseismic exposure is carried out. It includes installing a waveguide device in an exciting well from an existing stock or a specially drilled well and pairing it with a ground source of vibrational type vibrations with an adjustable value of the oscillation frequency and amplitude. A vibroseismic effect is carried out at a dominant frequency with simultaneous recording of the composition and amount of produced fluid and associated gas, the amplitude spectrum of acoustic noise and the amplitude of rock vibration displacements in the interval of the reservoir with the largest residual oil reserves. According to the results of processing the amplitude spectrum of acoustic noise and the dynamics of technological development indicators, the optimal vibrational effects on the reservoir are determined. The field is divided into areas of effective operation of a complex of technical means of vibroseismic action, including a ground source and a waveguide device, and additional complexes are mounted on them. Produce vibroseismic effects with simultaneous periodic injection of solutions containing dissolved gas into the intervals of the reservoir in the areas. During the vibroseismic treatment, the bottom-hole zones of the formation are processed, including the microwave ones, which improve their filtration properties. Repeated sessions of vibroseismic exposure in these areas until the cessation of development of these areas (RF Patent No. 2172819, CL E 21 B 43/16, publ. 2001).
Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы углеводородов, однако значительная часть запасов остается в залежи.The known method allows you to select the main hydrocarbon reserves from the reservoir, however, a significant part of the reserves remains in the reservoir.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки углеводородной залежи, включающий отбор углеводородов через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В способе определяют доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия для двух пар соседних скважин по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. На залежи формируют зоны отбора углеводородов и зоны закачки рабочего агента. Определяют текущее пластовое давление на залежи и перепады пластового давления между пропластками, вызванные закачкой и отбором. Вибросейсмическое воздействие на залежь проводят преимущественно в местах перепадов пластового давления с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот. Разработку залежи проводят с применением бароциклического воздействия (Патент РФ №2203401, кл. Е 21 В 43/16, опубл.2003.04.27 - прототип).Closest to the proposed invention is a method of developing a hydrocarbon reservoir, which includes the selection of hydrocarbons through production wells and pumping a working agent through injection wells. The method determines the dominant frequency of the source of vibroseismic exposure for two pairs of neighboring wells by the appearance of hydrocarbons of higher viscosity and / or density than those produced from this reservoir of hydrocarbons. On the deposits form the zone of selection of hydrocarbons and the injection zone of the working agent. The current reservoir pressure and reservoir pressure differences between the interlayers caused by injection and withdrawal are determined. Vibroseismic impact on the reservoir is carried out mainly in places of reservoir pressure drops with a dominant frequency within certain dominant frequencies. The development of the deposits is carried out using barocyclic exposure (RF Patent No. 2203401, class E 21 B 43/16, publ. 2003.04.04 - prototype).
Известный способ не позволяет существенно повысить нефтеотдачу залежи вследствие того, что его применение не увязано с применением традиционно применяющихся геолого-технических мероприятий по воздействию на пласт и обычно способствующих повышению добычи нефти.The known method does not significantly increase oil recovery due to the fact that its application is not linked to the use of traditionally used geological and technical measures to influence the reservoir and usually contribute to increased oil production.
В изобретении решается задача повышения эффективности геолого-технических мероприятий по воздействию на пласт и увеличения добычи нефти.The invention solves the problem of increasing the effectiveness of geological and technical measures to influence the reservoir and increase oil production.
Задача решается тем, что в способе разработки углеводородной залежи, включающем отбор углеводородов через добывающие скважины, при необходимости закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение доминантных частот источника вибросейсмического воздействия по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов, и проведение вибросейсмического воздействия на залежь с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот, согласно изобретению предварительно намечают скважины и зоны месторождения, на которых планируют проведение геолого-технических мероприятий по увеличению добычи углеводородов, при определении доминантных частот источника вибросейсмического воздействия устанавливают диапазон частот, в котором проявляются доминантные свойства, в районе намеченных скважин и зон месторождения проводят вибросейсмическое воздействие на залежь в диапазоне частот, в котором проявляются доминантные свойства, до появления углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов, после этого, не прекращая вибросейсмического воздействия и/или после прекращения вибросейсмического воздействия, в течение времени сохранения положительного влияния на увеличение эффективности геолого-технических мероприятий, выполняют геолого-технические мероприятия в районе намеченных скважин и зон месторождения.The problem is solved in that in the method of developing a hydrocarbon deposit, including the selection of hydrocarbons through production wells, if necessary, pumping a working agent through injection wells, determining the dominant frequencies of the source of vibroseismic effects by the appearance of hydrocarbons of higher viscosity and / or density than those produced from this reservoir hydrocarbons, and conducting vibroseismic effects on the reservoir with a dominant frequency within certain dominant frequencies, according to the invention the wells and zones of the field are variably planned, where geological and technical measures are planned to increase hydrocarbon production, when determining the dominant frequencies of the source of vibroseismic impact, the frequency range in which the dominant properties are manifested is determined; frequency range in which dominant properties are manifested, until the appearance of hydrocarbons of higher viscosity and / or density than produced from this reservoir of hydrocarbons, then, without stopping vibroseis impact and / or after the termination of the vibroseis impact over time maintaining a positive effect on increasing the efficiency of geological and technical measures, carry out geological and technical measures in the area of the planned wells and field areas.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке углеводородной залежи значительная часть запасов остается в залежи. Применение вибросейсмического воздействия позволяет отобрать дополнительное количество углеводородов, однако значительная часть, особенно более вязкая, чем добывается в настоящий момент, остается в залежи. В предложенном способе решается задача повышения углеводородоотдачи за счет восстановления подвижности вязкой составляющей. Задача решается следующим образом.When developing a hydrocarbon deposit, a significant part of the reserves remains in the reservoir. The use of vibroseismic exposure allows you to select additional amounts of hydrocarbons, however, a significant part, especially more viscous than currently produced, remains in the reservoir. The proposed method solves the problem of increasing hydrocarbon recovery by restoring the mobility of the viscous component. The problem is solved as follows.
При разработке углеводородной залежи, например нефтяной, отбирают углеводороды через добывающие скважины и при необходимости закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Определяют доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия для двух пар соседних добывающих скважин. Выбор пар скважин повышает точность определения доминантной частоты и практически полностью исключает ошибки. За доминантную частоту принимают частоту, под воздействием которой в продукции добывающей скважины появляются углеводороды, например, нефть, более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. В качестве критерия определения доминантной частоты может быть использован любой показатель, являющийся производным от увеличения молекулярной массы углеводородов. Наиболее показательным является вязкость и плотность, прямо зависящие от молекулярной массы. Может также применяться измерение количества асфальтосмолопарафиновых компонентов, определение высокомолекулярной составляющей углеводородов, изменений оптических свойств добываемого флюида и т.п. Как правило, между скважинами участка разработки свойства продуктивного пласта изменяются монотонно, поэтому вибросейсмическое воздействие в промежутке между парами скважин проводят с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот. Проводят периодический контроль состава и количества добываемой жидкости. При контроле состава и количества добываемой жидкости контролируют дебит и динамический уровень, т.е. продуктивность скважин, а также обводненность и вязкость и/или плотность углеводородов в окружающих добывающих скважинах.When developing a hydrocarbon reservoir, for example, an oil one, hydrocarbons are taken through production wells and, if necessary, a working agent is pumped through injection wells. The dominant frequencies of the source of vibroseismic exposure are determined for two pairs of neighboring producing wells. The choice of pairs of wells increases the accuracy of determining the dominant frequency and almost completely eliminates errors. For the dominant frequency, the frequency is taken, under the influence of which hydrocarbons, for example, oil, of higher viscosity and / or density appear in the production of the producing well than hydrocarbons extracted from this deposit. As a criterion for determining the dominant frequency, any indicator that is derived from an increase in the molecular weight of hydrocarbons can be used. The most indicative is viscosity and density, which are directly dependent on molecular weight. Measurement of the amount of asphalt-resin-paraffin components, determination of the high molecular weight component of hydrocarbons, changes in the optical properties of the produced fluid, etc. can also be used. As a rule, between the wells of the development site, the properties of the reservoir change monotonously, therefore, the vibroseismic effect in the interval between the pairs of wells is carried out with a dominant frequency within certain dominant frequencies. Periodically monitor the composition and amount of produced fluid. When controlling the composition and amount of produced fluid, the flow rate and dynamic level are controlled, i.e. well productivity, as well as water cut and viscosity and / or density of hydrocarbons in surrounding producing wells.
При определении доминантных частот источника вибросейсмического воздействия устанавливают диапазон частот, в котором проявляются доминантные свойства. Поскольку залежь неоднородна, в разных местах залежи доминантные частоты могут отличаться.When determining the dominant frequencies of the source of vibroseismic exposure, a frequency range is established in which the dominant properties are manifested. Since the reservoir is heterogeneous, dominant frequencies may vary in different locations of the reservoir.
Отрицательное влияние различий в доминантных частотах в разных участках залежи удается сгладить применением вибросейсмического воздействия во всем диапазоне доминантных частот. Практически вибросейсмическое воздействие выполняют варьированием в пределах от минимального до максимального значения и обратно доминантных частот.The negative influence of differences in dominant frequencies in different parts of the reservoir can be smoothed out by applying vibroseismic effects in the entire range of dominant frequencies. Practically, the vibroseismic effect is performed by varying from the minimum to the maximum value and vice versa of the dominant frequencies.
Намечают скважины и зоны месторождения, на которых планируют проведение геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти и доизвлечению остаточных запасов углеводородов. В районе намеченных скважин и зон месторождения проводят вибросейсмическое воздействие на залежь в диапазоне частот, в котором проявляются доминантные свойства, до появления углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. После этого, не прекращая вибросейсмического воздействия и/или после прекращения вибросейсмического воздействия в течение времени сохранения положительного влияния на увеличение эффективности геолого-технических мероприятий, выполняют геолого-технические мероприятия в районе намеченных скважин и зон месторождения.Wells and zones of the field are planned for which geological and technical measures are planned to increase oil production and to recover the remaining hydrocarbon reserves. In the area of the planned wells and zones of the field, a vibroseismic effect is applied to the reservoir in the frequency range in which the dominant properties appear, until hydrocarbons of higher viscosity and / or density appear than hydrocarbons produced from this reservoir. After that, without stopping the vibroseismic effect and / or after the termination of the vibroseismic effect during the time that the positive influence on increasing the efficiency of geological and technical measures is maintained, geological and technical measures are performed in the area of the planned wells and zones of the field.
После прекращения вибросейсмического воздействия время сохранения положительного влияния на увеличение эффективности геолого-технических мероприятий может составлять до 8-12 месяцев. В это время наблюдается увеличенные значения эффективности геолого-технических мероприятий. Этот эффект возникает в результате образования от вибросейсмического воздействия дополнительного объема «свободных», подвижных углеводородов, которые подхватываются новыми потоками в пласте, образующимися в результате геолого-технических мероприятий. Вибросейсмическое воздействие изменяет структуру потоков в пласте, которая сохраняется в течение длительного времени. Увеличение эффекта от геолого-технических мероприятий зависит от того, есть ли достаточное количество подвижной нефти на пути этого потока.After the termination of vibroseismic effects, the time to maintain a positive effect on increasing the efficiency of geological and technical measures can be up to 8-12 months. At this time, increased values of the effectiveness of geological and technical measures are observed. This effect occurs as a result of the formation of an additional volume of “free”, mobile hydrocarbons from vibroseismic action, which are picked up by new flows in the formation resulting from geological and technical measures. Vibroseismic effects change the structure of flows in the reservoir, which persists for a long time. The increase in the effect of geological and technical measures depends on whether there is a sufficient amount of mobile oil in the way of this flow.
В качестве геолого-технических мероприятий применяют интенсификационные технологии, такие как обработка призабойной зоны скважины различными кислотами, поверностно-активными веществами и их композициями, разглинизация, дострел пласта, реперфорация, перевод скважин на другие объекты эксплуатации, форсирование отбора жидкости, оптимизация режимов работы скважин, гидроразрыв пласта, и др. Для снижения обводненности добываемой продукции скважин в качестве геолого-технических мероприятий применяют водоизоляционные технологии в призабойной зоне скважины, такие как закачка водорастворимых полимеров, составов на основе жидкого стекла и пр., потокоотклоняющие технологии в пласте, например закачка в пласт полимердисперсных систем, попеременная закачка рабочих агентов различной вязкости, гидродинамические методы, такие как перевод скважин под нагнетание, циклическое заводнение, перемена направлений фильтрационных потоков, обработка пласта пульсаторами и пр. Пример конкретного выполненияAs geological and technical measures, intensification technologies are used, such as treatment of the bottom-hole zone of a well with various acids, surfactants and their compositions, wedging, formation drift, reperforation, transfer of wells to other production facilities, forcing fluid selection, optimization of well operation modes, hydraulic fracturing, etc. To reduce the water cut of the produced well products, as a geological and technical measures, waterproofing technologies are used in wells, such as injection of water-soluble polymers, liquid glass compositions, etc., flow diverting technologies in the formation, for example, polymer dispersed systems are injected into the formation, alternating injection of working agents of various viscosities, hydrodynamic methods, such as transfer wells for injection, cyclic flooding , change of direction of filtration flows, treatment of the reservoir with pulsators, etc. An example of a specific implementation
Разрабатывают нефтяную залежь месторождения Минас на территории Индонезии со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта - 800 м, пластовое давление 8 МПа, пластовая температура - 70°С, толщина продуктивного пласта - 75 м, пористость пласта 22%, проницаемость пласта - 300 мкм2, вязкость нефти - 1,4 мПа·с, плотность нефти - 0,83 г/см3. Нефтяную залежь разрабатывают 40 лет. Ведут отбор нефти через 800 добывающих скважин и закачку рабочего агента через 150 нагнетательных скважин. Средний дебит добывающих скважин 800 м3/сут. Средняя обводненность добываемой нефти 98%. Текущий коэффициент нефтеотдачи 0,6. Определяют доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия для двух пар соседних добывающих скважин. Расстояние между скважинами в паре составляет 400 м одна от другой. Расстояние между парами скважин составляет 4800 м. Доминантные частоты равны 13 и 15 Гц. За диапазон доминантных частот принимают частоты в диапазоне от 13 до 15 Гц. Под воздействием доминантных частот в продукции добывающей скважины появляется нефть более высокой вязкости, чем у добываемой нефти, т.е. нефть с вязкостью 3,0-4,5 мПа·с. Между парами скважин на участке разработки расположены 95 добывающих и 25 нагнетательных скважин. Отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент (воду) через нагнетательные скважины.The Minas oil field in Indonesia is being developed with the following characteristics: reservoir depth - 800 m, reservoir pressure 8 MPa, reservoir temperature - 70 ° C, reservoir thickness - 75 m, reservoir porosity 22%, reservoir permeability - 300 μm 2 , the viscosity of the oil is 1.4 MPa · s, the density of the oil is 0.83 g / cm 3 . An oil reservoir has been developed for 40 years. Oil is taken through 800 producing wells and the injection of a working agent through 150 injection wells. The average production rate of production wells is 800 m 3 / day. The average water cut of the extracted oil is 98%. The current oil recovery factor is 0.6. The dominant frequencies of the source of vibroseismic exposure are determined for two pairs of neighboring producing wells. The distance between the wells in pairs is 400 m from one another. The distance between the pairs of wells is 4800 m. The dominant frequencies are 13 and 15 Hz. For the range of dominant frequencies take frequencies in the range from 13 to 15 Hz. Under the influence of dominant frequencies in the production of the producing well, oil of higher viscosity appears than that of the produced oil, i.e. oil with a viscosity of 3.0-4.5 MPa · s. Between pairs of wells at the development site, there are 95 producing and 25 injection wells. Oil is taken through production wells and a working agent (water) is pumped through injection wells.
На месторождении намечают 100 скважин для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению добычи углеводородов за счет ограничения водопритоков. В районе намеченных скважин проводят вибросейсмическое воздействие. Вибросейсмическое воздействие проводят двумя поверхностными источником марки СВ-20/150 с усилием на грунт 18 тонн в течение 7,5 месяцев. Вибросейсмическое воздействие выполняют варьированием частоты в пределах от 13 до 15 Гц в течение суток и от 15 до 13 Гц также в течение суток. Проводят периодический контроль состава и количества добываемой жидкости. Через 6 мес после начала вибросейсмического воздействия отмечают в добываемой продукции скважин появление нефти с более высокой вязкостью, чем нефть в залежи, т.е. нефти с вязкостью 3 мПа·с. После этого продолжают вибросейсмическое воздействие еще 1,5 мес и одновременно, не прекращая вибросейсмического воздействия, выполняют геолого-технические мероприятия на 100 запланированных скважинах. Заканчивают вибросейсмическое воздействие после 7,5 мес после начала его использования, а геолого-технические мероприятия продолжают еще в течение года. При этом в течение этого года в ходе геолого-технических мероприятий отмечают увеличение их эффективности. На ряде добывающих скважин обводненность добываемой продукции снизилась с 98 до 91%, вязкость нефти увеличилась с 1,4 до 3,0-4,5 мПа·с. Эффективность геолого-технических мероприятий в 80% случаев возросла на 15-100% при среднем увеличении на 35%.At the field, 100 wells are planned for geological and technical measures to increase hydrocarbon production due to the limitation of water inflows. In the area of the planned wells conduct vibroseismic exposure. Vibroseismic exposure is carried out by two surface sources of the brand SV-20/150 with a force of 18 tons on the ground for 7.5 months. Vibroseismic effect is performed by varying the frequency in the range from 13 to 15 Hz during the day and from 15 to 13 Hz also during the day. Periodically monitor the composition and amount of produced fluid. 6 months after the start of the vibroseismic effect, the appearance of oil with a higher viscosity than oil in the deposits, i.e. oil with a viscosity of 3 MPa · s. After that, the vibroseismic impact is continued for another 1.5 months and at the same time, without stopping the vibroseismic impact, geological and technical measures are carried out at 100 planned wells. Vibroseismic effects are completed after 7.5 months after the start of its use, and geological and technical measures continue for another year. Moreover, during this year during the geological and technical measures, an increase in their effectiveness is noted. At a number of producing wells, the water cut of the produced products decreased from 98 to 91%, the oil viscosity increased from 1.4 to 3.0-4.5 MPa · s. The effectiveness of geological and technical measures in 80% of cases increased by 15-100% with an average increase of 35%.
Увеличение дебитов нефти было отмечено и на скважинах в зоне вибросейсмического воздействия, но без проведения геолого-технических мероприятий. В целом дополнительная добыча нефти по месторождению увеличилась за год на 8%.An increase in oil production was also observed in wells in the zone of vibroseismic impact, but without geological and technical measures. In general, additional oil production in the field increased by 8% over the year.
Применение предложенного способа позволит повысить углеводородоотдачу залежи.The application of the proposed method will increase the hydrocarbon yield of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004138831/03A RU2261985C1 (en) | 2004-12-30 | 2004-12-30 | Hydrocarbon reservoir development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004138831/03A RU2261985C1 (en) | 2004-12-30 | 2004-12-30 | Hydrocarbon reservoir development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2261985C1 true RU2261985C1 (en) | 2005-10-10 |
Family
ID=35851270
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004138831/03A RU2261985C1 (en) | 2004-12-30 | 2004-12-30 | Hydrocarbon reservoir development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2261985C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2304701C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well running method |
| RU2304705C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing nonuniform oil pool |
| CN111058820A (en) * | 2019-12-13 | 2020-04-24 | 龚大建 | Device for improving physical properties of compact shale oil and gas reservoir and control method thereof |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4049053A (en) * | 1976-06-10 | 1977-09-20 | Fisher Sidney T | Recovery of hydrocarbons from partially exhausted oil wells by mechanical wave heating |
| SU1596081A1 (en) * | 1988-06-27 | 1990-09-30 | Институт физики Земли им.О.Ю.Шмидта | Method of developing flooded oilfield |
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2039218C1 (en) * | 1992-05-21 | 1995-07-09 | Эрнст Михайлович Симкин | Flooded oil field exploitation method |
| RU2078913C1 (en) * | 1993-04-13 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Сердюков | Method of development of oil-gas deposit |
| RU2172819C1 (en) * | 1999-12-27 | 2001-08-27 | Лопухов Геннадий Петрович | Method of development of drowned oil deposit and device for vibroseismic treatment of this deposit |
| RU2191891C1 (en) * | 2002-03-05 | 2002-10-27 | Павлов Михаил Викторович | Method of hydrocarbon pool development |
| RU2196225C2 (en) * | 2000-12-09 | 2003-01-10 | Институт горного дела - научно-исследовательское учреждение СО РАН | Method of wave treatment, mainly, producing formations |
| RU2203401C1 (en) * | 2002-08-20 | 2003-04-27 | Павлов Михаил Викторович | Method of development of hydrocarbon deposit |
-
2004
- 2004-12-30 RU RU2004138831/03A patent/RU2261985C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4049053A (en) * | 1976-06-10 | 1977-09-20 | Fisher Sidney T | Recovery of hydrocarbons from partially exhausted oil wells by mechanical wave heating |
| SU1596081A1 (en) * | 1988-06-27 | 1990-09-30 | Институт физики Земли им.О.Ю.Шмидта | Method of developing flooded oilfield |
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2039218C1 (en) * | 1992-05-21 | 1995-07-09 | Эрнст Михайлович Симкин | Flooded oil field exploitation method |
| RU2078913C1 (en) * | 1993-04-13 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Сердюков | Method of development of oil-gas deposit |
| RU2172819C1 (en) * | 1999-12-27 | 2001-08-27 | Лопухов Геннадий Петрович | Method of development of drowned oil deposit and device for vibroseismic treatment of this deposit |
| RU2196225C2 (en) * | 2000-12-09 | 2003-01-10 | Институт горного дела - научно-исследовательское учреждение СО РАН | Method of wave treatment, mainly, producing formations |
| RU2191891C1 (en) * | 2002-03-05 | 2002-10-27 | Павлов Михаил Викторович | Method of hydrocarbon pool development |
| RU2203401C1 (en) * | 2002-08-20 | 2003-04-27 | Павлов Михаил Викторович | Method of development of hydrocarbon deposit |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2304701C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well running method |
| RU2304705C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing nonuniform oil pool |
| CN111058820A (en) * | 2019-12-13 | 2020-04-24 | 龚大建 | Device for improving physical properties of compact shale oil and gas reservoir and control method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2291955C1 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| US20030042018A1 (en) | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture | |
| US11319790B2 (en) | Proppant ramp up decision making | |
| RU2401943C1 (en) | Procedure for directional hydraulic breakdown of formation in two horizontal bores of well | |
| RU2261985C1 (en) | Hydrocarbon reservoir development method | |
| RU2193649C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2172819C1 (en) | Method of development of drowned oil deposit and device for vibroseismic treatment of this deposit | |
| RU2349741C2 (en) | Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium | |
| RU2163660C1 (en) | Process of exploitation of flooded oil field and gear for its implementation | |
| RU2191891C1 (en) | Method of hydrocarbon pool development | |
| RU2377398C1 (en) | Method of hydrocarbone field development | |
| RU2494236C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2108460C1 (en) | Device for setting bed pressure in oil deposit | |
| RU2380529C2 (en) | Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production | |
| CA2988218C (en) | Power wave optimization for oil and gas extracting processes | |
| RU2203401C1 (en) | Method of development of hydrocarbon deposit | |
| CA3046523C (en) | System and method for sagd inter-well management and pseudo infill optimization scheme | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2231632C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| RU2191890C1 (en) | Method of hydrocarbon pool development | |
| RU2282020C2 (en) | Oil production method | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2099513C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2526922C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2584191C2 (en) | Method for hydraulic fracturing of productive formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20060727 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061231 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20081020 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141231 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20151227 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171231 |