RU2150578C1 - Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well - Google Patents
Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2150578C1 RU2150578C1 RU98118387/03A RU98118387A RU2150578C1 RU 2150578 C1 RU2150578 C1 RU 2150578C1 RU 98118387/03 A RU98118387/03 A RU 98118387/03A RU 98118387 A RU98118387 A RU 98118387A RU 2150578 C1 RU2150578 C1 RU 2150578C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- pressure
- well
- reservoir
- water
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, в границах которых встречаются изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые только одиночной скважиной эксплуатационного фонда. По данным работы /1/ только в пластах горизонтов Д0 и Д1 Ромашкинского месторождения в таких линзах содержится около 11,4% всех балансовых запасов нефти этих горизонтов.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing oil deposits, within the boundaries of which there are isolated lithologically shielded oil-saturated lenses exposed only by a single well of the production fund. According to the data of / 1 /, only in the strata of horizons D 0 and D 1 of the Romashkinskoye field such lenses contain about 11.4% of the total oil reserves of these horizons.
В связи с тем, что бурение дополнительной скважины для создания системы заводнения на таких небольших по размерам и запасам нефти линзах является экономически нерентабельным, разработка их осуществляется одиночной скважиной при упругозамкнутом режиме истощения пластовой энергии, при котором, как правило, коэффициенты нефтеизвлечения значительно ниже, чем при заводнении. Due to the fact that drilling an additional well to create a water-flooding system on such small lenses and oil reserves is economically unprofitable, they are developed by a single well with an elastic-closed mode of reservoir energy depletion, at which, as a rule, oil recovery coefficients are much lower than when flooding.
Цель предлагаемого способа разработки - повышение коэффициентов нефтеизвлечения при разработке таких линз до уровня коэффициентов нефтеизвлечения, достигаемых при заводнении нефтяных коллекторов. Работая над проблемой повышения коэффициентов нефтеизвлечения, авторы опробовали в Татарии на Ромашкинском месторождении способ [аналог] поочередной закачки воды и отбора жидкости через одну и ту же скважину, находящуюся в литологически ограниченной линзе. Эксперимент был проведен на скважине N 9531 залежи N 5 в терригенной толще нижнего карбона Татарстана. Разработка песчаной линзы на режиме истощения привела к снижению пластового давления до давления насыщения нефти газом. При этом было отобрано 19,6% от начальных геологических запасов нефти. Затем скважина была переведена под закачку воды и в нее было закачано сточной воды в объеме 20% от начальных геологических запасов нефти в пластовых условиях. В последующем скважина была вновь введена в эксплуатацию на добычу нефти. В течение первых месяцев обводненность продукции составляла 99,0%, затем снизилась до 35,7%. Из скважины было отобрано нефти в объеме 1,5% от начальных геологических запасов. После этого скважина была снова переведена под закачку воды. В дальнейшем по техническим причинам не удалось вновь пустить скважину в эксплуатацию на добычу нефти. The purpose of the proposed development method is to increase the oil recovery coefficients in the development of such lenses to the level of oil recovery coefficients achieved during the flooding of oil reservoirs. Working on the problem of increasing oil recovery coefficients, the authors tested in Tatarstan at the Romashkinskoye field a method [analogue] of alternately pumping water and taking fluid through the same well located in a lithologically limited lens. The experiment was conducted on well No. 9531 of deposit No. 5 in the terrigenous stratum of the Lower Carboniferous of Tatarstan. The development of a sand lens in the depletion mode led to a decrease in reservoir pressure to the pressure of saturation of oil with gas. At the same time, 19.6% of the initial geological oil reserves were selected. Then the well was transferred for water injection and wastewater was pumped into it in the amount of 20% of the initial geological oil reserves in reservoir conditions. Subsequently, the well was re-commissioned for oil production. During the first months, water cut was 99.0%, then decreased to 35.7%. 1.5% of the initial geological reserves were selected from the well. After that, the well was again transferred to the injection of water. In the future, for technical reasons, it was not possible to put the well back into operation for oil production.
Недостатком способа-аналога является его низкая технологическая эффективность, связанная с тем, что поочередная закачка воды и отбор жидкости осуществляются в пределах одного и того же объема залежи, расположенного вокруг скважины. Поэтому в каждом последующем цикле закачки воды и отбора жидкости будет добываться все меньше и меньше нефти. При этом коэффициент нефтеизвлечения может достигнуть значений коэффициента нефтеизвлечения как при заводнении только в ограниченной части линзы вокруг скважины, т.е. только в той части пласта, куда попадает закачиваемая вода. The disadvantage of the analogue method is its low technological efficiency, due to the fact that the alternate injection of water and fluid selection are carried out within the same volume of deposits located around the well. Therefore, in each subsequent cycle of water injection and fluid withdrawal, less and less oil will be produced. In this case, the oil recovery coefficient can reach the values of the oil recovery coefficient as with water flooding only in a limited part of the lens around the well, i.e. only in that part of the reservoir where the injected water enters.
В остальной части залежи будут получены коэффициенты нефтеизвлечения, достигаемые при упругозамкнутом режиме истощения пластовой энергии. In the remaining part of the reservoir, oil recovery coefficients will be obtained, achieved with an elastic-closed mode of reservoir energy depletion.
При этом коэффициент нефтеизвлечения для всей залежи (линзы) определяется по формуле:
где Kно упр, Kно зав - коэффициент нефтеизвлечения, соответственно, для упругозамкнутого режима истощения пластовой энергии и при заводнении;
QБ - начальные геологические (балансовые) запасы нефти в пластовых условиях, м3;
Qзав - объем балансовых запасов нефти в пластовых условиях, охваченный процессом вытеснения нефти закачиваемой водой, м3.In this case, the oil recovery coefficient for the entire reservoir (lens) is determined by the formula:
where K but exercise, but the head K - recovery factor, respectively, for uprugozamknutogo reservoir energy depletion mode and during flooding;
Q B - initial geological (balance) oil reserves in reservoir conditions, m 3 ;
Q head - the volume of the balance of oil reserves in reservoir conditions covered by the process of oil displacement by pumped water, m 3 .
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ чередования разрыва пласта с регулируемым сбросом давления для увеличения добычи нефти из слабопроницаемых пластов /2/. Этот способ-прототип применим только для пластов с низкой проницаемостью коллектора, когда закачка воды и отбор жидкости осуществляются при упругозамкнутом режиме в ограниченной по размерам области дренажа скважины. The closest technical solution to the proposed one is a method of alternating fracturing with adjustable pressure relief to increase oil production from low-permeability formations / 2 /. This prototype method is applicable only for reservoirs with low permeability of the reservoir, when water is injected and fluid is taken out in an elastic-closed mode in a limited drainage area of the well.
Суть способа заключается в том, что для скважинной добычи углеводорода из слабопроницаемого пласта применяют гидроразрыв этого пласта, который происходит при давлении на забое скважины, равном так называемому давлению разрыва пористой среды /3/, после образования трещины в пласте производят закачку воды через эту трещину в пласт при давлениях на забое скважины, превышающих давление разрыва пористой среды, и создают тем самым вокруг трещины заводненный объем пласта, в котором пластовое давление превышает давление разрыва пористой среды, а затем осуществляют замедленный сброс давления на забое скважины, что увеличивает время, в течение которого пластовое давление в заводненном объеме пласта превышает давление разрыва пористой среды. В этот период времени производят откачку продуктивного флюида (углеводорода) по той же скважине, что и для нагнетания воды через трещину в пласт. The essence of the method is that for the downhole production of hydrocarbon from a poorly permeable formation, hydraulic fracturing of this formation is used, which occurs when the pressure at the bottom of the well is equal to the so-called fracture pressure of the porous medium / 3 /, after the formation of a crack in the formation, water is injected through this fracture into the formation at pressures at the bottom of the well in excess of the pressure of the fracture of the porous medium, and thereby create a water-filled reservoir volume around the fracture in which the reservoir pressure exceeds the pressure of the fracture of the porous medium, and then a delayed pressure relief is carried out at the bottom of the well, which increases the time during which the reservoir pressure in the flooded reservoir volume exceeds the fracture pressure of the porous medium. During this period of time, productive fluid (hydrocarbon) is pumped through the same well as for pumping water through a fracture into the formation.
Недостатком прототипа являются низкие коэффициенты нефтеизвлечения. В процессе снижения пластового давления до давления разрыва пористой среды нефть поступает в скважину из созданной гидроразрывом пласта трещины совместно с ранее закачанной водой. Проведение повторных циклов создания трещины и закачки воды в пласт приводит к тому, что закачиваемая вода будет поступать в один и тот же объем пласта вокруг трещины, т.е. здесь, как и в случае способа-аналога, коэффициенты нефтеизвлечения будут достигать значений, получаемых при заводнении коллекторов, только в ограниченной области пласта вокруг созданной трещины, а в остальной части пласта коэффициенты нефтеотдачи будут равны нулю, поскольку давление в пласте за пределами области дренажа скважины-трещины как при закачке воды, так и при отборе жидкости обратно через трещину из пласта, остается неизменным и равным начальному пластовому, т. е. фильтрация нефти при упругозамкнутом режиме в этой зоне пласта отсутствует. The disadvantage of the prototype are low oil recovery ratios. In the process of lowering the reservoir pressure to the fracture pressure of the porous medium, oil enters the well from the fracture created by the fracturing along with previously pumped water. Repeated cycles of creating a fracture and injecting water into the reservoir leads to the fact that the injected water will enter the same volume of the reservoir around the fracture, i.e. here, as in the case of the analogous method, the oil recovery coefficients will reach the values obtained by water flooding the reservoirs only in a limited area of the reservoir around the created fracture, and in the rest of the reservoir the oil recovery coefficients will be zero, since the pressure in the reservoir outside the well drainage region -cracks both during water injection and when fluid is taken back through the fracture from the reservoir, remains unchanged and equal to the initial reservoir, i.e., oil filtration during elastic-closed mode in this zone of the reservoir not present.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной за счет повышения коэффициентов нефтеизвлечения до уровня достигаемых при заводнении нефтяных коллекторов путем специальной организации поочередного отбора пластовых флюидов и закачки воды в пласт через одну и ту же скважину. The problem and the expected technical result solved by the invention are to increase the efficiency of the method for developing lithologically shielded oil-saturated lenses by one well by increasing the oil recovery coefficients to the level achieved during water flooding of oil reservoirs by the special organization of the alternate selection of reservoir fluids and pumping water into the reservoir through the same well .
Поставленная задача решается тем, что закачку воды осуществляют при давлении на забое скважины, превышающем давление разрыва пористой среды и достаточном для создания глубокопроникающих в пласт к границам линзы вертикальных трещин, прекращают закачку воды при восстановлении пластового давления до первоначального уровня, быстро сбрасывают давление на забое скважины, переоборудуют скважину под эксплуатацию и отбирают пластовую жидкость до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита скважины по нефти до предельно рентабельного. Закачку воды с гидроразрывом пористой среды и отбор пластовой жидкости чередуют до полного заводнения линзы или до достижения экономических критериев прекращения ее разработки. The problem is solved in that the injection of water is carried out at a pressure at the bottom of the well exceeding the pressure of the fracture of the porous medium and sufficient to create vertical cracks deeply penetrating into the formation to the boundaries of the lens, stop the injection of water when the reservoir pressure is restored to the initial level, and quickly release the pressure at the bottom of the well , re-equip the well for operation and select formation fluid until the formation pressure drops to the level of oil saturation pressure with gas or the flow rate drops oil for extremely profitable. The injection of water with hydraulic fracturing of the porous medium and the selection of formation fluid alternate until the lens is completely flooded or until economic criteria for the termination of its development are achieved.
В период закачки воды через систему вертикальных трещин закачиваемая вода по трещинам проникает далеко вглубь пласта к границам линзы и заводняет объем пласта вокруг вертикальных трещин и вдоль границ линзы. During the period of water injection through a system of vertical cracks, injected water through cracks penetrates deep into the formation to the boundaries of the lens and flooding the volume of the formation around vertical cracks and along the boundaries of the lens.
В период отбора пластовых флюидов закачанная в пласт вода не возвращается в скважину по трещинам, так как забойное давление в скважине ниже давления разрыва пористой среды и трещины находятся в закрытом состоянии, а совершает полезную работу по вытеснению нефти из пористой среды к забою скважины. Часть закачанной в пласт воды добывается вместе с нефтью, другая часть - остается в пласте. В следующем цикле закачки воды через систему вертикальных трещин оставшаяся в пласте часть ранее закачанной воды проталкивается дальше в пласт новыми порциями воды. При этом суммарный объем закачанной в пласт, но не отобранной в период эксплуатации воды от цикла к циклу будет возрастать, соответственно, будет увеличиваться и заводненный объем линзы. During the selection of formation fluids, the water injected into the formation does not return to the well through cracks, since the bottomhole pressure in the well below the fracture pressure of the porous medium and the cracks are closed, and it does useful work to displace oil from the porous medium to the bottom of the well. Part of the water pumped into the reservoir is produced along with oil, while the other part remains in the reservoir. In the next cycle of water injection through a system of vertical cracks, the remaining part of the previously pumped water in the reservoir is pushed further into the reservoir with new portions of water. In this case, the total volume of water injected into the reservoir, but not withdrawn during the operation of the water from cycle to cycle, will increase, respectively, the flooded volume of the lens will also increase.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций. The method is carried out by the following sequence of operations.
1. Сначала выработку запасов нефти линзы осуществляют на естественном режиме истощения пластовой энергии, т.е. скважину оборудуют под добычу нефти и эксплуатируют до тех пор, пока текущее пластовое давление не снизится до уровня давления насыщения нефти газом или пока дебит скважины по нефти не упадет до предела экономически-рентабельного. 1. First, the development of oil reserves of the lens is carried out in a natural mode of depletion of reservoir energy, the well is equipped for oil production and operated until the current reservoir pressure drops to the level of oil saturation pressure with gas or until the well’s oil production rate drops to the limit of economic profitability.
2. Затем скважину переоборудуют под закачку воды. Закачку воды осуществляют при высоких давлениях нагнетания, превышающих давление разрыва пористой среды и достаточных для создания в пласте глубокопроникающих к границам линзы вертикальных трещин и поддержания их в раскрытом состоянии в течение всего периода закачки воды. В этот период закачиваемая вода по трещинам проникает далеко в пласт к границам линзы, где и создается оторочка закачанной воды. 2. Then, the well will be converted for water injection. Water is injected at high injection pressures exceeding the fracture pressure of the porous medium and sufficient to create vertical cracks in the formation that penetrate deep into the lens boundaries and maintain them open during the entire period of water injection. During this period, the injected water through cracks penetrates far into the reservoir to the boundaries of the lens, where the rim of the injected water is created.
Величина давления разрыва пористой среды в конкретной скважине устанавливается по резкому искривлению индикаторной диаграммы при закачке воды /1, 3/. The value of the pressure of the fracture of the porous medium in a particular well is determined by the sharp curvature of the indicator diagram during the injection of water / 1, 3 /.
3. Закачку воды прекращают, когда пластовое давление возрастает до уровня начального давления в линзе. 3. Water injection is stopped when the reservoir pressure rises to the initial pressure level in the lens.
В условиях полностью литологически экранированных линз пластовое давление восстанавливается до уровня начального при 100% компенсации отбора закачкой в пластовых условиях. Under conditions of fully lithologically shielded lenses, reservoir pressure is restored to the initial level at 100% compensation by injection in reservoir conditions.
4. После прекращения закачки воды давление на забое скважины быстро сбрасывают с целью надежного закрытия трещин и исключения процесса возврата закачанной воды по трещинам обратно в ствол скважины. 4. After the cessation of water injection, the pressure at the bottom of the well is quickly released in order to reliably close the cracks and exclude the process of returning the injected water through the cracks back to the wellbore.
5. Скважину вновь переоборудуют под эксплуатацию и начинают отбор жидкости из пласта, продолжающийся до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита скважины по нефти до предельно-рентабельного. 5. The well will be refitted for production again and the selection of fluid from the reservoir will begin, continuing until the reservoir pressure decreases to the level of oil saturation with gas or the well’s oil flow rate drops to an extremely profitable one.
6. Закачку воды и отбор жидкости повторяют до полного заводнения линзы или до достижения экономических критериев прекращения ее разработки. 6. Water injection and fluid withdrawal are repeated until the lens is completely flooded or until the economic criteria for stopping its development are achieved.
Пример конкретного осуществления способа с расчетом технологической эффективности. An example of a specific implementation of the method with the calculation of technological efficiency.
Для оценки технологической эффективности предлагаемого способа разработки рассмотрим варианты выработки запасов нефти в литологически ограниченной линзе вскрытой скважиной N 9531, т.е. для конкретных условий, в которых был применен способ-аналог с поочередной закачкой воды и отбором жидкости через одну и ту же скважину. To assess the technological effectiveness of the proposed development method, we consider the options for developing oil reserves in a lithologically limited lens of an opened well N 9531, i.e. for specific conditions in which an analogue method was applied with alternate water injection and fluid withdrawal through the same well.
Литологически экранированная линза площадью S = 316000 м2 вскрыта одиночной скважиной эксплуатационного фонда N 9531. Пласт имеет пористость m = 17,4%, проницаемость Kпр = 0,349 мкм2, начальную нефтенасыщенность Kн = 0,691 д. ед. , среднюю толщину hср = 1,8 м. Начальные геологические запасы нефти составляют в пластовых условиях QБ = 68400 м3. Начальное пластовое давление Pпл = 10,5 МПа, давление насыщения нефти газом Pнас = 5,2 МПа. Давление разрыва пористой среды Pразр = 16,0 МПа. Горное давление Pгорн = 25,0 МПа. Давление на забое скважины при закачке воды Pн = 21,3 МПа.A lithologically shielded lens with an area of S = 316,000 m 2 was opened by a single well of operating fund N 9531. The reservoir has a porosity of m = 17.4%, permeability K CR = 0.349 μm 2 , and initial oil saturation K n = 0.691 units. , the average thickness h cf = 1.8 m. The initial geological reserves of oil are in reservoir conditions Q B = 68400 m 3 . The initial reservoir pressure P PL = 10.5 MPa, the pressure of saturation of oil with gas P us = 5.2 MPa. The burst pressure of the porous medium P bit = 16.0 MPa. Rock pressure P forge = 25.0 MPa. The pressure at the bottom of the well when injecting water P n = 21.3 MPa.
1. Способ-аналог
Сначала выработка линзы осуществлялась на естественном режиме истощения пластовой энергии. Начальный дебит скважины с 12 т/сут за 5 лет эксплуатации упал до 0,3 т/сут, а текущее пластовое давление снизилось до давления насыщения нефти газом. При этом из линзы было отобрано Qд упр = 13400 м3 безводной нефти (в пластовых условиях), что составило 19,6% от начальных геологических запасов нефти. Таким образом, коэффициент нефтеизвлечения упругозамкнутого режима фильтрации при снижении пластового давления от первоначального до давления насыщения нефти газом для данной линзы составил:
В дальнейшем, через несколько лет после консервации скважины началась реализация способа-аналога с поочередной закачкой воды и отбора жидкости. Скважина была переоборудована под нагнетание воды и в нее было закачано 14216 м3 сточной воды с удельным весом 1,05 т/м3. Приемистость в начале закачки достигала 220 м3/сут, затем постепенно снизилась до 10 м3/сут при давлении на устье 11,3 МПа. Затем скважина вновь была введена в эксплуатацию на добычу нефти. В течение первых месяцев обводненность добываемой жидкости составляла 99%, потом постепенно снизилась до 35,7%. За этот период было отобрано нефти в объеме 1,5% от начальных геологических запасов нефти. После этого скважина вновь переведена под закачку воды. В дальнейшем по техническим причинам не удалось пустить скважину в эксплуатацию.1. Analogue method
First, lens production was carried out in a natural mode of depletion of reservoir energy. The initial well production rate from 12 tons / day over 5 years of operation fell to 0.3 tons / day, and the current reservoir pressure decreased to the pressure of oil saturation with gas. At the same time, Q d yr = 13400 m 3 of anhydrous oil (under reservoir conditions) was taken from the lens, which amounted to 19.6% of the initial geological oil reserves. Thus, the oil recovery coefficient of the elastic-closed filtration mode with a decrease in reservoir pressure from the initial to the pressure of oil saturation with gas for this lens was:
In the future, a few years after the conservation of the well, the implementation of the analogue method with alternate injection of water and fluid withdrawal began. The well was converted for water injection and 14216 m 3 of waste water with a specific gravity of 1.05 t / m 3 were pumped into it. The injectivity at the beginning of injection reached 220 m 3 / day, then gradually decreased to 10 m 3 / day with a pressure at the mouth of 11.3 MPa. Then the well was again put into operation for oil production. During the first months, the water cut of the produced fluid was 99%, then gradually decreased to 35.7%. During this period, 1.5% of the initial geological oil reserves were selected. After that, the well is again transferred to the injection of water. In the future, for technical reasons, it was not possible to put the well into operation.
Коэффициент упругоемкости пласта (β*) в данном случае определяется по фактическим показателям эксплуатации линзы на упругозамкнутом режиме истощения пластовой энергии при снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом по формуле /4/:
где Vп - объем породы линзы, равный произведению площади линзы на ее среднюю толщину:
Vп = S • hср, (4)
При подстановке конкретных данных получим:
Объем воды, который возможно закачать в линзу в каждом цикле закачки с повышением пластового давления до первоначального, равен объему отобранной нефти в пластовых условиях в первом цикле при работе залежи на упругозамкнутом режиме и снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом, то есть
Qв = Qд упр = 13400 м3.The coefficient of reservoir elasticity (β * ) in this case is determined by the actual performance of the lens in the elastically closed mode of depletion of reservoir energy with a decrease in reservoir pressure from the initial pressure to the saturation of oil with gas according to the formula / 4 /:
where V p is the lens rock volume equal to the product of the lens area by its average thickness:
V p = S • h cf , (4)
When substituting specific data, we get:
The volume of water that can be pumped into the lens in each injection cycle with an increase in reservoir pressure to the initial one is equal to the volume of selected oil under reservoir conditions in the first cycle when the reservoir operates in an elastic-closed mode and the reservoir pressure decreases from the initial to the gas saturation pressure, i.e.
Q in = Q d control = 13400 m 3 .
При этом, объем балансовых запасов нефти, охваченный процессом вытеснения закачиваемой водой в условиях повышения пластового давления от давления насыщения нефти газом до уровня Pпл, будет равен:
Для условий примера по способу-аналогу, когда Qв = QД упр и Pпл = Pнач, выражение (5) преобразуется к виду:
Не останавливаясь подробно на процессах вытеснения нефти закачиваемой водой в условиях изменения пластового давления и смены направления фильтрационных потоков на обратные, примем, что при проведении многочисленных циклов с поочередной закачкой воды и отбором жидкости через одну и ту же скважину коэффициент нефтеотдачи в заводняемом объеме пласта вокруг скважины может достигнуть значений коэффициента нефтеизвлечения при заводнении (Kно зав = 0,400). Тогда общий коэффициент нефтеизвлечения для способа-аналога при расчете по формуле (1) будет иметь значение:
2. Способ-прототип
Отметим еще раз, что способ-прототип применим только для слабопроницаемых коллекторов с ограниченной областью дренажа скважин. В скважине проводят гидроразрыв пласта при давлении разрыва пористой среды, а закачку воды в образовавшуюся трещину осуществляют при давлениях на забое скважины, превышающих давление разрыва пористой среды. При этом вокруг трещины создается так называемая "область дренажа скважины-трещины", границы которой из-за низкой проницаемости коллектора практически не расширяются, что позволяет в этой области повысить пластовое давление закачиваемой водой выше давления разрыва пористой среды, а затем осуществить замедленный сброс давления на забое скважины от давления закачки воды до давления разрыва пористой среды, производя в этот период времени откачку пластовых флюидов, поступающих через трещину из пласта на забой скважины.Moreover, the volume of the balance of oil reserves covered by the process of displacement by injected water under conditions of increasing reservoir pressure from the pressure of saturation of oil with gas to the level of P PL will be equal to:
For the conditions of the example by the analogous method, when Q in = Q D control and P PL = P beg , expression (5) is converted to:
Without dwelling on the processes of oil displacement by injected water under conditions of changing reservoir pressure and reversing the direction of filtration flows, we assume that when conducting multiple cycles with alternate water injection and fluid withdrawal through the same well, the oil recovery coefficient in the flooded reservoir volume around the well can reach the values of the coefficient of oil recovery during flooding (K but factory = 0.400). Then, the total oil recovery coefficient for the analogue method, when calculated according to the formula (1), will have the value
2. The prototype method
We note again that the prototype method is applicable only to low-permeability reservoirs with a limited area of well drainage. Hydraulic fracturing is performed in the well at a fracture pressure of the porous medium, and water is injected into the formed fracture at pressures at the bottom of the well exceeding the fracture pressure of the porous medium. At the same time, a so-called “well-crack drainage area” is created around the crack, the boundaries of which due to the low permeability of the reservoir practically do not expand, which makes it possible to increase the reservoir pressure in the injected water above the burst pressure of the porous medium, and then carry out a delayed pressure relief on downhole from the injection pressure of water to the pressure of the fracture of the porous medium, during this period of time pumping out formation fluids entering through the fracture from the formation to the bottom of the well.
Расчет коэффициента нефтеизвлечения для способа прототипа, когда после создания в пласте трещины осуществляют замедленный сброс давления в скважине для увеличения периода, в течение которого пластовое давление превышает давление разрыва пористой среды, т.е. когда трещина находится в раскрытом состоянии и закачанная вода из пласта вместе с нефтью через трещину возвращается в ствол скважины, также проводится по формуле (1). Это возможно в связи с тем, что проведение повторных циклов создания трещины и закачки воды в пласт с последующим возвратом ее через трещину обратно в ствол скважины приводит к тому, что закачиваемая вода во всех циклах ее закачки в пласт будет поступать в один и тот же объем пласта вокруг созданной трещины (а в способе-аналоге - вокруг скважины). Поэтому максимально-возможный коэффициент нефтеизвлечения при использовании конкретных параметров нефтяной линзы, принятых для расчетов по способу-аналогу, будет определяться в зависимости от объема балансовых запасов нефти в пластовых условиях, находящихся в области дренажа скважины-трещины, созданной гидроразрывом пласта. Поскольку давление в пласте за пределами области дренажа скважины-трещины как при закачке воды, так и при отборе жидкости обратно через трещину из пласта, остается неизменным и равным начальному пластовому, т.е. фильтрация нефти при упругозамкнутом режиме в этой зоне пласта отсутствует (Kно упр = 0), то для оценки коэффициента нефтеизвлечения в этом случае формула (1) принимает вид:
При этом, объем балансовых запасов нефти в пластовых условиях, охваченный процессом вытеснения закачиваемой водой в области дренажа скважины-трещины, будет также определяться по формуле (5), в которой вместо значения пластового давления (Pпл) следует подставить значение давления на забое скважины при закачке воды (Pн), а вместо давления насыщения нефти газом (Pнас) - давление разрыва пористой среды (Pразр). Далее, с учетом равенства объемов закачиваемой воды за один цикл ее нагнетания в пласт по способу-аналогу и способу-прототипу (т.е. Qв = Qд упр и в данном случае), получим следующее выражение для определения объема балансовых запасов нефти линзы, охваченных процессом вытеснения нефти закачиваемой водой в пластовых условиях:
Подставив в это выражение исходные данные для расчетов, получим:
Подставив это значение Qзав = 12593 м3 в формулу (6), получим:
Таким образом, коэффициент нефтеизвлечения по способу-прототипу ниже, чем по способу-аналогу.The calculation of the oil recovery coefficient for the prototype method, when after creating a fracture in the formation, a delayed pressure relief is performed in the well to increase the period during which the reservoir pressure exceeds the fracture pressure of the porous medium, i.e. when the fracture is in the open state and the injected water from the reservoir together with the oil returns through the fracture to the wellbore, it is also carried out according to formula (1). This is possible due to the fact that conducting repeated cycles of creating a fracture and injecting water into the formation and then returning it through the fracture back to the wellbore leads to the fact that the injected water in all cycles of its injection into the reservoir will enter the same volume the formation around the created fracture (and in the similar method around the well). Therefore, the maximum possible oil recovery coefficient when using specific parameters of the oil lens, adopted for calculations by the analogous method, will be determined depending on the volume of oil balance reserves in the reservoir conditions located in the drainage area of the fractured well created by hydraulic fracturing. Since the pressure in the reservoir outside the drainage region of the well-fracture, both during water injection and during fluid withdrawal through the fracture from the reservoir, remains unchanged and equal to the initial reservoir, i.e. there is no oil filtration in the elastically closed mode in this zone of the formation (K but control = 0), then to estimate the oil recovery coefficient in this case, formula (1) takes the form:
At the same time, the volume of oil balance reserves in reservoir conditions, covered by the process of displacement by injected water in the drainage region of a fractured well, will also be determined by formula (5), in which instead of the reservoir pressure value (P PL ), the pressure at the bottom of the well should be substituted for water injection (P n ), and instead of the pressure of oil saturation with gas (P us ) - the pressure of the rupture of the porous medium (P bit ). Further, taking into account the equality of the volumes of injected water for one cycle of its injection into the reservoir according to the method similar to the prototype method (i.e., Q in = Q d control in this case), we obtain the following expression for determining the volume of the balance reserves of oil of the lens covered by the process of oil displacement by injected water in reservoir conditions:
Substituting the initial data for the calculations in this expression, we obtain:
Substituting this value Q zav = 12593 m 3 in the formula (6), we obtain:
Thus, the oil recovery coefficient of the prototype method is lower than that of the analogue method.
Предлагаемый способ
Сначала, как и в способе-аналоге, разработка линзы осуществляется на упругозамкнутом режиме при снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом. При этом из линзы отбирается Qд упр = 13400 м3 безводной нефти в пластовых условиях при коэффициенте нефтеизвлечения, равном Kно упр = 1,196 д.ед.The proposed method
First, as in the analogue method, the development of the lens is carried out in an elastically closed mode with a decrease in reservoir pressure from the initial pressure to the pressure of oil saturation with gas. Thus the lens shown simp Q d = 13400 m 3 of oil in reservoir anhydrous conditions at oil recovery factor equal to K but Ctrl = 1,196 d.ed.
Объем воды, который возможно закачать в линзу в каждом цикле закачки с повышением пластового давления до первоначального, равен объему отобранной нефти в пластовых условиях в первом цикле при работе залежи на упругозамкнутом режиме и снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом, то есть Qв = Qд упр. При чередовании циклов по отбору жидкости из пласта (при закрытых трещинах) и закачке воды через губокопроникающие в пласт к границам линзы вертикальные трещины в пласте создаются две зоны, различающиеся режимами фильтрации жидкости: первая - заводняемая часть пласта, где вытеснение нефти происходит закачиваемой через трещины в пласт водой в условиях снижения пластового давления, и вторая - за счет сил упругости нефти и пористой среды. Поэтому коэффициент нефтеизвлечения в этом случае также рассчитывается по (1). При этом, объем балансовых запасов нефти, охваченный процессом вытеснения закачиваемой водой в пластовых условиях, определяется произведением балансовых запасов нефти в пластовых условиях на коэффициент охвата вытеснением (Kс - сетка скважин) и коэффициент охвата заводнением (K3):
где Kно зав = Kс • Kвыт • Kз,
Kс - коэффициент охвата вытеснением;
Kз - коэффициент охвата заводнением.The volume of water that can be pumped into the lens in each injection cycle with an increase in reservoir pressure to the initial one is equal to the volume of oil selected under reservoir conditions in the first cycle when the reservoir operates in the elastic-closed mode and the reservoir pressure decreases from the initial to the gas saturation pressure, i.e., Q in = Q d exercise . When alternating the cycles of taking fluid from the reservoir (with closed cracks) and pumping water through vertical cracks that sponge into the reservoir to the lens boundaries, two zones are created that differ in the modes of fluid filtration: the first is the flooded part of the reservoir, where oil is displaced through the fractures formation with water under conditions of decreasing formation pressure, and the second - due to the elastic forces of oil and porous media. Therefore, the oil recovery coefficient in this case is also calculated by (1). At the same time, the volume of oil balance reserves covered by the process of displacement by injected water in reservoir conditions is determined by the product of the oil balance reserves in reservoir conditions by the displacement rate (K s - well pattern) and the water flooding rate (K 3 ):
where K = K head but with • K • K s drawing,
K with - the coefficient of coverage by displacement;
K s - coefficient of coverage by water flooding.
В заводненном объеме линзы достигается коэффициент нефтеизвлечения, получаемый при заводнении коллектора - Kно зав, а в незаводненном объеме линзы - коэффициент нефтеизвлечения при замкнутоупругом режиме истощения пластовой энергии при снижении пластового давления от первоначального до давления насыщения нефти газом.The lens screen waterflood oil recovery factor is achieved, resulting in water flooding reservoir - K head but, as in the screen lens nezavodnennom - oil recovery factor at zamknutouprugom reservoir energy depletion mode, with a decrease from the initial reservoir pressure oil to gas saturation pressure.
С учетом (8) формула (1) принимает вид:
Для вышеприведенных исходных данных расчеты по формуле (9) дают следующий коэффициент нефтеизвлечения:
Технологические показатели разработки нефтяной линзы в пластовых условиях по предлагаемому способу приведены в таблице 1. Расчеты проведены по методике проектирования разработки нефтяных месторождений /1/.In view of (8), formula (1) takes the form:
For the above initial data, calculations by formula (9) give the following oil recovery coefficient:
Technological indicators of the development of an oil lens in reservoir conditions by the proposed method are shown in table 1. The calculations were carried out according to the methodology for designing the development of oil fields / 1 /.
В первом и во всех последующих циклах эксплуатация литологически экранированной нефтяной линзы одной скважиной осуществляется на упругозамкнутом режиме истощения пластовой энергии при снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом. При этом отбор безводной нефти в первом цикле и жидкости (нефти и воды) в последующих циклах в пластовых условиях будет составлять 13400 м3.In the first and in all subsequent cycles, the operation of a lithologically shielded oil lens by one well is carried out in an elastically closed mode of depletion of reservoir energy with a decrease in reservoir pressure from the initial to the pressure of oil saturation with gas. In this case, the selection of anhydrous oil in the first cycle and liquid (oil and water) in subsequent cycles in reservoir conditions will be 13400 m 3 .
Второй и каждый последующий цикл разработки нефтяной линзы начинается с переоборудования скважины под закачку воды. Закачку воды осуществляют при высоких давлениях нагнетания (Pн = 21,3 МПа), превышающих давление разрыва пористой среды (Pразр = 16,0 МПа) и достаточных для создания в пласте глубокопроникающих к границам линзы вертикальных трещин и поддержания их в раскрытом состоянии в течение всего периода закачки воды. Объем закачки воды во всех циклах разработки нефтяной линзы равен 13400 м3. При этом в линзе происходит 100% компенсация отбора жидкости (нефти и воды) предыдущего цикла закачкой воды в данном цикле и пластовое давление возрастает от давления насыщения нефти газом до уровня начального. Извлекаемые запасы жидкости в линзе в пластовых условиях в каждом цикле разработки линзы определяются по формуле:
Qfо (t) = Q0 + Qз (t), (10)
где Q0 - начальные извлекаемые запасы нефти, равные произведению начальных геологических запасов нефти линзы на коэффициент нефтеизвлечения по предлагаемому способу разработки;
Qз (t) - накопленная закачка воды в t-м цикле разработки нефтяной линзы.The second and each subsequent development cycle of the oil lens begins with the conversion of the well for water injection. Water is pumped at high injection pressures (P n = 21.3 MPa), which exceed the pressure of the fracture of the porous medium (P bit = 16.0 MPa) and are sufficient to create vertical cracks in the formation that penetrate deep into the lens boundaries and keep them open when during the entire period of water injection. The volume of water injection in all oil lens development cycles is equal to 13,400 m 3 . At the same time, 100% compensation of the selection of liquid (oil and water) of the previous cycle by the injection of water in this cycle occurs in the lens and the reservoir pressure increases from the pressure of oil saturation with gas to the initial level. Recoverable reserves of fluid in the lens in reservoir conditions in each lens development cycle are determined by the formula:
Q fо (t) = Q 0 + Q з (t) , (10)
where Q 0 is the initial recoverable oil reserves equal to the product of the initial geological oil reserves of the lens and the oil recovery coefficient by the proposed development method;
Q z (t) is the accumulated water injection in the t-th development cycle of the oil lens.
Амплитудный дебит нефтяной линзы в t-м цикле ее разработки рассчитывается по формуле:
где qf (t) - отбор жидкости (нефти и воды) в пластовых условиях в t-м цикле разработки линзы, причем для рассматриваемого здесь конкретного примера отбор жидкости во всех циклах постоянен и равен 13400 м3;
Qfд (t) - накопленный отбор жидкости в пластовых условиях в t-м цикле разработки нефтяной линзы:
Отбор нефти в t-м цикле разработки линзы рассчитывается по формуле:
где Qд (t-1) - накопленный отбор нефти за весь срок разработки линзы к концу (t-1) цикла:
Обводненность добываемой продукции в пластовых условиях в t-м цикле разработки линзы составит:
B = (1 - q(t)/qf (t)) • 100%. (13)
Коэффициент нефтеизвлечения к концу каждого цикла разработки линзы определяется как отношение накопленной добычи нефти к начальным геологическим запасам нефти линзы:
Kно (t) = Qд (t)/QБ. (14)
Результаты расчетов по этим формулам приведены в таблице 1, из которой видно, что по предлагаемому способу выработка запасов нефти линзы осуществляется за 4 цикла ее разработки при достижении обводненности добываемой продукции 99,3% и коэффициента нефтеизвлечения, равного 0,332 д.ед.The amplitude flow rate of an oil lens in the t-th cycle of its development is calculated by the formula:
where q f (t) is the selection of fluid (oil and water) in reservoir conditions in the t-th development cycle of the lens, and for the concrete example considered here, the selection of fluid in all cycles is constant and equal to 13,400 m 3 ;
Q fd (t) - accumulated fluid withdrawal in reservoir conditions in the t-th development cycle of an oil lens:
Oil selection in the t-th lens development cycle is calculated by the formula:
where Q d (t-1) is the cumulative oil withdrawal for the entire lens development period by the end of the (t-1) cycle:
The water content of the produced products in reservoir conditions in the t-th lens development cycle will be:
B = (1 - q (t) / q f (t) ) • 100%. (thirteen)
The oil recovery ratio at the end of each lens development cycle is defined as the ratio of cumulative oil production to the initial geological reserves of the lens oil:
K but (t) = Q d (t) / Q B. (14)
The calculation results according to these formulas are shown in Table 1, which shows that according to the proposed method, the oil reserves of the lens are developed over 4 cycles of its development when the water cut of the produced products reaches 99.3% and the oil recovery coefficient is 0.332 units.
В заключение отметим, что по способу-аналогу разработки нефтяной линзы коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,234, по способу-прототипу - 0,074, а по предлагаемому способу - 0,332. In conclusion, we note that according to the method analogous to the development of an oil lens, the oil recovery coefficient is 0.234, according to the prototype method - 0.074, and according to the proposed method - 0.332.
Таким образом, предлагаемый способ разработки действительно эффективнее способа-аналога и прототипа, так как значительно увеличивает коэффициент нефтеизвлечения. Thus, the proposed development method is really more effective than the analogue method and the prototype, since it significantly increases the oil recovery coefficient.
Способ промышленно применим для разработки литологически экранированных линз, разрабатываемых одной скважиной. The method is industrially applicable for the development of lithologically shielded lenses developed by a single well.
Источники информации
1. Р. Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2-х т. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 778 с.Sources of information
1. R. Kh. Muslimov, A.M. Shavaliev, R.B. Khisamov, I.G. Yusupov. Geology, development and operation of the Romashkinskoye oil field. Edition in 2 volumes. - M.: VNIIOENG, 1995. - 778 p.
2. Патент США N 5472050 "Применение способа чередования разрыва пласта с регулируемым сбросом давления для увеличения добычи нефти из слабопроницаемых пластов", E 21 В 43/26, заяв. 13.09.94, опубл. 05.12.95. 2. US patent N 5472050 "Application of a method of alternating fracturing with adjustable pressure relief to increase oil production from low-permeability formations", E 21 In 43/26, application. 09/13/94, publ. 12/05/95.
3. А.В. Афанасьева, А.Т. Горбунов, И.Н. Шустеф. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. - М., "Недра", 1975, с. 215. 3. A.V. Afanasyev, A.T. Gorbunov, I.N. Schustef. Waterflooding of oil fields at high discharge pressures. - M., "Nedra", 1975, p. 215.
4. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959, 467 с. 4. Shchelkachev V.N. Development of oil-bearing strata in elastic mode. M., Gostoptekhizdat, 1959, 467 p.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98118387/03A RU2150578C1 (en) | 1998-10-09 | 1998-10-09 | Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98118387/03A RU2150578C1 (en) | 1998-10-09 | 1998-10-09 | Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2150578C1 true RU2150578C1 (en) | 2000-06-10 |
Family
ID=20211105
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98118387/03A RU2150578C1 (en) | 1998-10-09 | 1998-10-09 | Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2150578C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520997C1 (en) * | 2013-04-01 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of separate small oil lenses |
-
1998
- 1998-10-09 RU RU98118387/03A patent/RU2150578C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ВЛАДИМИРОВ В.Т. Оценка эффективности ввода в разработку малопродуктивных песчаных линз на примере Акташской площади Ново-Елховского месторождения. - Казань, ТатНИПИнефть, 1988, с.8. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520997C1 (en) * | 2013-04-01 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of separate small oil lenses |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US3498378A (en) | Oil recovery from fractured matrix reservoirs | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| EP3337870B1 (en) | Supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2150578C1 (en) | Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2086756C1 (en) | Method for development of shallow deposits and separate lenses of multiple-bed oil deposit | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2170344C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2777004C1 (en) | Method for intensification of hydrocarbon inflows from clay-containing complex oil-producing rocks | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2817834C1 (en) | Method of increasing oil recovery in areas of non-stationary water flooding | |
| RU2784138C1 (en) | The method for pumping binary mixtures into the reservoir | |
| RU2732424C2 (en) | Method of drilling formations with abnormally high formation pressure and preventing collapsed well casing string during operation thereof | |
| RU2209954C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2204700C1 (en) | Method of oil production | |
| RU2209952C1 (en) | Method of oil pool development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20041010 |