RU2527949C1 - Procedure for development of oil deposit with clayey collector - Google Patents
Procedure for development of oil deposit with clayey collector Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527949C1 RU2527949C1 RU2013149376/03A RU2013149376A RU2527949C1 RU 2527949 C1 RU2527949 C1 RU 2527949C1 RU 2013149376/03 A RU2013149376/03 A RU 2013149376/03A RU 2013149376 A RU2013149376 A RU 2013149376A RU 2527949 C1 RU2527949 C1 RU 2527949C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- horizontal
- well
- injection
- wells
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами.The invention relates to the field of oil field development and can be used in the development of an oil field with clay reservoirs.
Известен способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку воды и периодический отбор продукции через добывающие скважины, закрытие добывающей скважины при достижении обводненности пласта, закачку в нагнетательную скважину оторочки раствора поверхностно-активных веществ ПАВ, проталкивание ее по пласту водой, добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, закрывают при достижении обводненности пласта 50-99%, в нагнетательную скважину закачивают оторочку полимера и проталкивают по пласту водой, затем закрывают добывающие скважины, находящиеся во взаимовлиянии, и открывают добывающую скважину в глинистом коллекторе, оторочку раствора ПАВ в нагнетательную скважину проталкивают высокоминерализованной пластовой водой, после чего открывают скважины, находящиеся во взаимовлиянии, и производят отбор продукции из всех добывающих скважин при циклической закачке высокоминерализованной воды. В качестве полимера могут использовать сшитые полимерные системы, а в качестве ПАВ - композиции на основе неионогенных и анионоактивных веществ (Патент РФ №2206727, опубл. 20.06.2003).A known method of developing a zone-heterogeneous oil field, including drilling production and injection wells, cyclic injection of water and periodic selection of production through production wells, closing the production well when the water cut is reached, injecting the rim of the surfactant surfactant solution into the injection well, pushing it along to the reservoir with water, the producing well located in the clay reservoir is closed when the water cut of the reservoir reaches 50-99%, into the injection well Inu is injected with a polymer rim and pushed through the formation with water, then the production wells that are in mutual influence are closed and the production well is opened in the clay reservoir, the rim of the surfactant solution is pushed into the injection well with highly mineralized formation water, after which the wells that are in the mutual influence are opened and selection is performed products from all production wells during cyclic injection of highly saline water. Crosslinked polymer systems can be used as a polymer, and compositions based on nonionic and anionic substances can be used as surfactants (RF Patent No. 2206727, publ. 06/20/2003).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки обводненного зонально-неоднородного нефтяного месторождения, который включает вскрытие, по крайней мере, одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами. В нагнетательную скважину закачивают оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и воду. Изменяют режим работы добывающих и нагнетательных скважин во время закачки реагентов. При этом добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, отключают. В нагнетательную скважину последовательно закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и порцию оторочки стабилизирующего состава. Затем отключают нагнетательную скважину и дают выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков. После этого добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, и нагнетательную открывают. Закачивают вторую порцию стабилизирующего состава. Затем переходят на обычное заводнение. Давление закачки в нагнетательной скважине поддерживают постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин (Патент РФ №2208139, опубл. 10.07.2003 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an irrigated zone-heterogeneous oil field, which includes opening at least one injection and several production wells. Rims of the agent increasing the filtration resistance of the porous medium and water are pumped into the injection well. Change the operating mode of production and injection wells during the injection of reagents. At the same time, a production well located in a clay reservoir is shut off. A rim of the agent increasing the filtration resistance of the porous medium and a portion of the rim of the stabilizing composition are sequentially pumped into the injection well. Then, the injection well is turned off and a time delay is sufficient to redistribute the filtration flows. After that, the production well located in the clay reservoir, and the injection open. A second portion of the stabilizing composition is pumped. Then they switch to normal flooding. The injection pressure in the injection well is maintained constant, corresponding to the pressure of the selection of products from production wells (RF Patent No. 2208139, publ. 07/10/2003 - prototype).
Общим недостатком известных технических решений является разработка без учета радиуса питания добывающей или влияния нагнетательной скважины в условиях глинистого коллектора, что приводит к невысокой степени извлечения нефти из залежи.A common drawback of the known technical solutions is the development without taking into account the radius of supply of the producing well or the influence of the injection well in a clay reservoir, which leads to a low degree of oil recovery from the reservoir.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи нефти с глинистым коллектором.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of oil deposits with a clay reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению для разработки выбирают залежь или участок залежи с наличием пластового давления не ниже начального, с обводненностью 60% и более, и наличием не менее 40 тыс.т извлекаемых запасов, затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более, после проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием, горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м, проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит, после ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции, после получения роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинно насосного оборудования на больший типоразмер.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir with a clay reservoir, including pumping a working agent through injection wells and selecting reservoir products through production wells, according to the invention, a reservoir or a reservoir section with reservoir pressure not lower than the initial one with a water cut of 60% is selected for development and more, and with the presence of at least 40 thousand tons of recoverable reserves, then a retrospective analysis is carried out in this area for changes in the dynamics of reservoir and bottomhole pressures and the least A work area with a clay fraction content of 2.5% or more, after the analysis, several design points for drilling vertical injection wells are replaced with one injection well with a horizontal end, a horizontal well is placed in the formation with a strike power of at least 3 m, and the well is drilled on the border of the transition of the reservoir rock from clayey sandstone to siltstone, after putting into operation a horizontal injection well, fluid is injected into the reservoir with a constant m shift control in operation surrounding producing wells by means of measurements downhole pressure and water cut, after receiving growth bhp, sufficient for enhanced product selection, produce work to optimize downhole pumping equipment to a larger size.
После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием, горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м, проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит, а после ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производится отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции, после получения снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производятся работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам.After the analysis, several design points for drilling vertical production wells are replaced with one production well with a horizontal end, a horizontal well is placed in the formation with a strike force of at least 3 m, the well is drilled at the boundary of the transition of the reservoir rock from clayey sandstone to siltstone, and after input a horizontal production well is taken into operation from the reservoir with constant monitoring of changes in the operating mode of the surrounding production wells by measuring bottomhole pressure and water cut, after receiving a bottomhole pressure decrease of 10% below the saturation pressure, work is underway to increase injection through impacting wells.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
В условиях выработки остаточных запасов и увеличения доли запасов глинистых коллекторов все больше встает вопрос по увеличению площади отбора одной скважиной со всего участка разработки, т.е. необходимо создание такого радиуса питания добывающей или влияния нагнетательной скважины, чтобы возможно было производить довыработку запасов участка разработки, используя вновь пробуренные скважины и скважины, имеющие увеличенный радиус питания. Существующие способы разработки не решают эту проблему. Для повышения контура питания к добывающей скважине предлагается производить бурение горизонтальной части ствола по пласту коллектору, при этом использование данной технологии подразумевает исключение таких рисков, как получение зон выклинивания и зональной неоднородности. Используя информацию по ранее пробуренным скважинам и пластам и основываясь на фильтрационно-емкостных свойствах призабойных зон соседних скважин, особенно в части наличия выклинивания продуктивных пропластков и наличия глинистой составляющей, выбирают проектную скважину для бурения горизонтального ствола. Таким образом, имея достаточный материал по наличию зон неоднородности и повышенной глинистости, выбирают минимально рискованную проводку горизонтальной части ствола по выбранному пласту, при этом направление выбуривания горизонтальной части ствола обеспечивает увеличение зоны фильтрации притока к добывающей скважине. При планировании бурения горизонтальной части ствола нагнетательной скважины помимо ранее описанных критериев подбора скважины так же выступает такой критерий, как снизившееся пластовое давление по соседним добывающим скважинам с первоначального до ~10/12 МПа. Таким образом, при разбуривании участка залежи на поздней стадии разработки решается вопрос по увеличению нефтеотдачи пласта в случае добывающей скважины, т.к. происходит естественное увеличение радиуса питания в случае добывающей скважины, так и увеличение охвата вытеснением в случае нагнетательной скважины.With the development of residual reserves and an increase in the share of clay reservoir reserves, the question arises more and more about increasing the extraction area of one well from the entire development site, i.e. it is necessary to create such a supply radius for the producing well or the influence of the injection well so that it is possible to produce additional reserves of the development site using newly drilled wells and wells with an increased supply radius. Existing development methods do not solve this problem. To increase the supply circuit to the producing well, it is proposed to drill the horizontal part of the wellbore along the reservoir, while using this technology implies the elimination of such risks as getting wedging zones and zonal heterogeneity. Using information on previously drilled wells and formations and based on the filtration and reservoir properties of the bottom-hole zones of neighboring wells, especially in terms of the presence of pinching of productive layers and the presence of a clay component, a design well is selected for drilling a horizontal well. Thus, having sufficient material for the presence of zones of heterogeneity and increased clay content, the least risky installation of the horizontal part of the wellbore along the selected formation is chosen, while the direction of drilling of the horizontal part of the wellbore provides an increase in the filtration zone of the inflow to the producing well. When planning the drilling of the horizontal part of the injection well bore, in addition to the previously described well selection criteria, a criterion such as a reduced reservoir pressure from neighboring production wells from the original to ~ 10/12 MPa also appears. Thus, when drilling a section of a deposit at a late stage of development, the issue of increasing oil recovery in the case of a producing well is being resolved. there is a natural increase in the radius of supply in the case of a producing well, and an increase in coverage by displacement in the case of an injection well.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Для разработки выбирают залежь со следующими характеристиками: пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 32-38°C, глубина водонефтяного контакта 1600-2200 м, пористость 5-50%, проницаемость 5-1100 мДа, нефтенасыщенность 40-90%, вязкость нефти 12-35 мПа*с, плотность нефти 0,862-0,892 г/см3, коллектор зонально-неоднородный, состоит из зон глинистого песчаника с глинистостью от 2 до 7% и зон алевролита. Залежь разрабатывают 10 лет. Текущая обводненность пластовой продукции составляет в пределах от 60 до 90%. Средний дебит добывающих скважин 2-20 м3/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин 5-150 м3/сут. Расчетные значения извлекаемых запасов составляют 40 тыс.т нефти. Закачивают пластовую воду через 5 нагнетательных скважин и отбирают пластовую продукцию через 10 добывающих скважин.Example 1. For development, a reservoir is selected with the following characteristics: reservoir pressure 10 MPa, reservoir temperature 32-38 ° C, oil-water contact depth 1600-2200 m, porosity 5-50%, permeability 5-1100 mDa, oil saturation 40-90%, oil viscosity 12-35 mPa * s, oil density 0.862-0.892 g / cm 3 , the reservoir is zone-heterogeneous, consists of clay sandstone zones with clay content from 2 to 7% and siltstone zones. The deposit has been developed for 10 years. The current water cut of stratum products ranges from 60 to 90%. The average production rate of production wells is 2-20 m 3 / day, the average injection rate of injection wells is 5-150 m 3 / day. Estimated recoverable reserves are 40 thousand tons of oil. Formation water is pumped through 5 injection wells and formation products are collected through 10 production wells.
По залежи проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений. Устанавливают, что в процессе разработки наблюдается постепенное снижение пластового давления на 5-15% относительно первоначального, что неизбежно ведет к снижению объемов добываемой продукции, исходя из чего выбирают наименее выработанный участок добывающих и нагнетательных скважин с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более. После проведенного анализа производят замещение от 3 проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием с длиной горизонтального ствола от 200 м. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После получения роста забойного давления на 5%, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинно насосного оборудования на больший типоразмер.A retrospective analysis of the change in the dynamics of reservoir and bottomhole pressures is carried out for the deposits. It is established that during the development process, a gradual decrease in reservoir pressure by 5-15% relative to the initial one is observed, which inevitably leads to a decrease in the volume of produced products, on the basis of which the least developed area of production and injection wells with a clay fraction of 2.5% or more is selected . After the analysis, substitution is made from 3 design points for drilling vertical injection wells with one injection well with a horizontal end with a horizontal wellbore length of 200 m and more. A horizontal wellbore is placed in the formation with a strike power of at least 3 m. The well is drilled at the boundary of the reservoir clay sandstone in siltstone. After commissioning a horizontal injection well, fluid is injected into the formation with constant monitoring of changes in the operating mode of the surrounding producing wells by measuring bottomhole pressure and water cut of the product. After obtaining a bottomhole pressure increase of 5%, sufficient to intensify the selection of products, work is carried out to optimize the downhole pumping equipment for a larger standard size.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. С другой стороны выбранного наименее выработанного участка добывающих и нагнетательных скважин с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более производят замещение от 4 проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием с длиной горизонтального ствола 250 м. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После получения снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам.Example 2. Perform, as example 1. On the other side of the selected least developed section of production and injection wells with a clay fraction of 2.5% or more, the replacement from 4 design points for drilling vertical production wells with one production well with a horizontal end with a horizontal length of 250 m of the trunk. A horizontal well is placed in the formation with a strike power of at least 3 m. The well is drilled at the boundary of the transition of the reservoir rock from clayey sandstone to siltstone. After commissioning a horizontal production well, fluid is taken from the reservoir with constant monitoring of changes in the operating mode of the surrounding production wells by measuring bottomhole pressure and water cut of the product. After receiving a bottomhole pressure decrease of 10% below the saturation pressure, work is carried out to increase injection in the impacting injection wells.
В результате разработки удается добиться вытеснения нефти из зоны залежи с глинистым коллектором, нефтеотдача залежи увеличивается на 2,5%.As a result of development, it is possible to achieve oil displacement from the zone of the reservoir with a clay reservoir, the oil recovery of the reservoir is increased by 2.5%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013149376/03A RU2527949C1 (en) | 2013-11-07 | 2013-11-07 | Procedure for development of oil deposit with clayey collector |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013149376/03A RU2527949C1 (en) | 2013-11-07 | 2013-11-07 | Procedure for development of oil deposit with clayey collector |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2527949C1 true RU2527949C1 (en) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540183
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013149376/03A RU2527949C1 (en) | 2013-11-07 | 2013-11-07 | Procedure for development of oil deposit with clayey collector |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2527949C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2570586C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for production of high-viscosity oil from oil deposit in permafrost zone |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4022279A (en) * | 1974-07-09 | 1977-05-10 | Driver W B | Formation conditioning process and system |
RU2090743C1 (en) * | 1994-08-09 | 1997-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones |
RU2208139C1 (en) * | 2001-11-05 | 2003-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations |
RU2217582C1 (en) * | 2002-12-26 | 2003-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Process of development of zonally-inhomogeneous oil field |
RU2236567C1 (en) * | 2003-10-06 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit |
RU2382183C1 (en) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method |
RU2465445C2 (en) * | 2010-12-14 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells |
RU2493362C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil filed development |
-
2013
- 2013-11-07 RU RU2013149376/03A patent/RU2527949C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4022279A (en) * | 1974-07-09 | 1977-05-10 | Driver W B | Formation conditioning process and system |
RU2090743C1 (en) * | 1994-08-09 | 1997-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones |
RU2208139C1 (en) * | 2001-11-05 | 2003-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations |
RU2217582C1 (en) * | 2002-12-26 | 2003-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Process of development of zonally-inhomogeneous oil field |
RU2236567C1 (en) * | 2003-10-06 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit |
RU2382183C1 (en) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method |
RU2465445C2 (en) * | 2010-12-14 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells |
RU2493362C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil filed development |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2570586C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for production of high-viscosity oil from oil deposit in permafrost zone |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10927655B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
US9828840B2 (en) | Producing hydrocarbons | |
RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
Planckaert | Oil reservoirs and oil production | |
Roozshenas et al. | Water production problem in gas reservoirs: concepts, challenges, and practical solutions | |
CA2748980C (en) | Method for extracting viscous petroleum crude from a reservoir | |
RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
RU2527949C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with clayey collector | |
CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
RU2601707C1 (en) | Method of development of oil and gas condensate deposit | |
RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
RU2515741C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors | |
RU2439300C1 (en) | Method of oil deposit development | |
Carpenter | Polymerflooding Pilot Applied in Lower-Permeability Heterogeneous Sandstone | |
RU2504649C1 (en) | Method of oil pool development using branched horizontal wells | |
RU2669967C1 (en) | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well | |
RU2626497C1 (en) | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well | |
RU2651851C1 (en) | Method of oil field development | |
RU2204700C1 (en) | Method of oil production | |
CN106014361B (en) | A method of determine whether to carry out nitrogen auxiliary viscosity reduction and construction radius |