RU2030567C1 - Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure - Google Patents
Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2030567C1 RU2030567C1 SU5022288A RU2030567C1 RU 2030567 C1 RU2030567 C1 RU 2030567C1 SU 5022288 A SU5022288 A SU 5022288A RU 2030567 C1 RU2030567 C1 RU 2030567C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- reserves
- water
- injection
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения (расчлененные нефтяные, водонефтяные, выработанные методом заводнения, низкопроницаемые, недонасыщенные нефтью, нефтегазовые, водонефтегазовые) и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. The invention relates to the development of hydrocarbon deposits of complex geological structure (dismembered oil, water, oil produced by water flooding, low permeability, undersaturated with oil, oil and gas, oil and gas) and can be used in the oil and gas industry.
Известен способ разработки нефтяных месторождений путем закачки в пласты через нагнетательные скважины агента-вытеснителя (вода, газ, растворитель), отбора из добывающих скважин пластовых и закачиваемых флюидов. Нагнетательные и добывающие скважины располагают на площади залежи согласно известным линейным или площадным принципам их размещения. Недостатком известного способа при его применении в залежах сложного строения являются сравнительно невысокие коэффициенты нефтеизвлечения и повышенные объемы отборов попутной воды и закачиваемых флюидов. Обусловлено это тем, что при использовании стационарной расстановки добывающих и нагнетательных скважин, в залежах сложного строения значительный объем запасов нефти обычно охвачен воздействием неравномерно. Это понижает нефтеотдачу пластов, увеличивает балластный отбор воды и других закачиваемых флюидов. There is a method of developing oil fields by injection into the reservoirs through injection wells of a propellant (water, gas, solvent), selection of production and injected fluids from production wells. Injection and production wells are located on the area of the deposit in accordance with the known linear or area principles of their placement. The disadvantage of this method when it is used in deposits of complex structure is the relatively low oil recovery factors and increased volumes of withdrawal of associated water and injected fluids. This is due to the fact that when using a stationary arrangement of production and injection wells, in deposits of complex structure, a significant amount of oil reserves is usually affected unevenly. This reduces oil recovery, increases the ballast withdrawal of water and other injected fluids.
Известен также способ разработки, в котором интенсивность воздействия на пласт через систему добывающих и нагнетательных скважин увеличивают путем размещения на залежи дополнительных очаговых нагнетательных скважин [1] . Очаговыми могут быть вновь буримые и бывшие добывающие скважины. Их ввод, как правило, увеличивает отбор жидкости из системы скважин, а также охват воздействием в прерывистом пласте. Недостатком способа является низкая эффективность. Обусловлено это тем, что появление дополнительных стоков (нагнетательных скважин) в регулярной системе их размещения приводит к возрастанию неоднородности фильтрационных потоков, что приводит к уменьшению коэффициента заводнения и увеличению отбора попутной воды. По сумме эффекта и дефекта можно не получить прироста коэффициента нефтеизвлечения. В случаях, когда истоков (добывающих скважин) недостаточно и они полностью обеспечиваются закачкой от нагнетательных скважин, возрастание количества последних не приведет к увеличению темпов отбора жидкости (интенсивности отбора). There is also a known development method in which the intensity of the impact on the formation through a system of production and injection wells is increased by placing additional focal injection wells on the deposits [1]. Focal can be newly drilled and former producing wells. Their input, as a rule, increases the selection of fluid from the well system, as well as the impact coverage in a discontinuous formation. The disadvantage of this method is the low efficiency. This is due to the fact that the appearance of additional drains (injection wells) in the regular system of their placement leads to an increase in the heterogeneity of the filtration flows, which leads to a decrease in the water flooding coefficient and an increase in the selection of associated water. By the sum of the effect and the defect, it is possible not to obtain an increase in the oil recovery coefficient. In cases where the sources (production wells) are insufficient and they are fully provided with injection from injection wells, an increase in the number of the latter will not lead to an increase in the rate of fluid withdrawal (intensity of withdrawal).
Задачей изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем усиления интенсивности отбора нефти и/или объема дренируемых запасов за счет увеличения приложенного на пласт градиента давления и охвата воздействием, уменьшения неоднородности фильтрационных потоков в системе скважин. The objective of the invention is to increase the efficiency of oil recovery from the subsurface by increasing the intensity of oil recovery and / or the volume of drained reserves by increasing the pressure gradient applied to the formation and the impact, reducing the heterogeneity of the filtration flows in the well system.
Предлагаемое изобретение предусматривает разработку углеводородных залежей сложного геологического строения путем искусственного воздействия на пласты закачкой через нагнетательную скважину воды и/или газа и/или растворителя, отбора закачиваемых и пластовых флюидов через добывающую скважину. От известного предлагаемое изобретение отличается тем, что в процессе эксплуатации залежей различного геологического строения предварительно определяют дренируемые запасы нефти в каждой скважине и по мере выработки запасов усиливают воздействие на залежь путем увеличения интенсивности отбора и/или дренируемых запасов углеводородов, причем отбор нефти из добывающей скважины и закачку вытесняющих агентов в нагнетательную скважину производят пропорционально дренируемым добывающей скважиной запасам нефти. The present invention provides for the development of hydrocarbon deposits of complex geological structure by artificially affecting the reservoirs by injecting water and / or gas and / or solvent through an injection well, and selecting injected and reservoir fluids through the producing well. The present invention differs from the known invention in that during the operation of the deposits of various geological structures, the drained oil reserves in each well are pre-determined and, as the reserves are depleted, the effect on the reservoir is increased by increasing the intensity of the selection and / or drained hydrocarbon reserves, and the selection of oil from the producing well and displacing agents are injected into the injection well in proportion to the oil reserves drained by the producing well.
В реальных продуктивных отложениях и применяемых системах размещения скважин часть запасов нефти по площади и разрезу залежи всегда либо не охвачена воздействием, либо дренируется слабо. Обусловлено это послойной и зональной неоднородностью пластов, недоосвоением скважин, низким качеством и неполнотой вскрытия коллекторов, разновременностью ввода в эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин, неоптимальностью режимов их работы. Добычу нефти из таких запасов обычно осуществляют бурением дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, организацией новых разрезающих рядов и отдельных очаговых нагнетательных скважин и т.д. In real productive deposits and the well placement systems used, part of the oil reserves by area and section of the reservoir is always either not affected or weakly drained. This is due to layer-by-layer and zonal heterogeneity of the reservoirs, underdevelopment of the wells, low quality and incomplete opening of the reservoirs, the simultaneous commissioning of production and injection wells, and the non-optimal mode of operation. Oil production from such reserves is usually carried out by drilling additional production and injection wells, organizing new cutting rows and individual focal injection wells, etc.
Как показывают теоретические исследования и опыт эксплуатации месторождений, существенное снижение эффективности нефтеизвлечения обусловлено неоптимальностью режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Обычно из добывающей скважины отбирают столько жидкости, а в нагнетательную скважину закачивают столько вытесняющего агента, сколько они способны физически обеспечить. Это приводит к повышенной неоднородности фильтрационных потоков из-за перераспределения запасов, дренируемых скважинами. Увеличение неоднородности потоков понижает коэффициент нефтеизвлечения, приводит к балластному отбору воды и непроизводительной закачке агента-вытеснителя. При всех прочих равных условиях эффективность нефтеизвлечения можно существенно повысить, если организовать выработку запасов нефти таким образом, чтобы каждая добывающая скважина дренировала свой объем запасов с относительной интенсивностью (темпом отбора), примерно одинаковой с другими скважинами. В этом случае будет минимальной неоднородность фильтрационных потоков, с которой вытесняются запасы к скважине. Это, в свою очередь, понизит балластный отбор вытесняющего агента, повысит коэффициент нефтеизвлечения. As theoretical studies and field experience show, a significant decrease in the efficiency of oil recovery is due to the non-optimal operating modes of production and injection wells. Typically, as much fluid is withdrawn from a production well, and as much displacing agent as they can physically provide is pumped into the injection well. This leads to increased heterogeneity of the filtration flows due to the redistribution of reserves drained by wells. An increase in the heterogeneity of the flows lowers the oil recovery coefficient, leads to ballast water withdrawal and unproductive injection of the propellant. With all other conditions being equal, the oil recovery efficiency can be significantly increased if oil production is organized in such a way that each producing well drains its volume of reserves with a relative intensity (rate of selection) that is approximately the same with other wells. In this case, there will be minimal heterogeneity of the filtration flows, with which the reserves to the well are displaced. This, in turn, will reduce the ballast selection of the displacing agent and increase the oil recovery coefficient.
Многообразие углеводородных залежей сложного геологического строения предопределяет применение различных методов повышения интенсивности отбора и/или объема дренируемых запасов нефти. The variety of hydrocarbon deposits of complex geological structure determines the use of various methods to increase the intensity of selection and / or the volume of drained oil reserves.
В залежах с газовой шапкой и в чистонефтяных при закачке в последние газа перевод загазовавшихся скважин под нагнетание приводит к увеличению как интенсивности отбора, так и дренируемых запасов нефти. Обусловлено это тем, что в продукции загазовавшихся скважин нефти нет или ее доля незначительна. Закачиваемый газ (или газ шапки) проскальзывает в добывающие скважины балластно, не вытесняя нефть. Перевод таких скважин под нагнетание приводит к развороту в пласте фильтрационных потоков и дополнительному вытеснению нефти в незагазовавшиеся добывающие скважины. Одновременно с этим из-за смены направления фильтрационных потоков и приближения зоны нагнетания к зонам отборов возрастают дренируемые запасы нефти. Аналогичные эффекты имеют место при переводе под нагнетание обводнившихся добывающих скважин в методе заводнения. In deposits with a gas cap and in pure oil, when gas is injected into the last gas, the transfer of gas-polluted wells for injection leads to an increase in both the intensity of selection and the drained oil reserves. This is due to the fact that there is no oil in the production of gas-polluted wells or its share is insignificant. Injected gas (or gas caps) slides into production wells ballastically, without displacing oil. The transfer of such wells to injection leads to a turn in the reservoir of filtration flows and an additional displacement of oil into ungas production wells. At the same time, due to a change in the direction of the filtration flows and the approach of the discharge zone to the extraction zones, drained oil reserves increase. Similar effects occur when transferring waterlogged production wells to the injection method in a waterflood method.
Существенным недостатком метода заводнения является невысокая вытесняющая способность воды, как агента-вытеснителя. Однако, если в заводненный пласт закачивать газ и/или растворитель (можно в виде оторочек, проталкиваемых водой), происходит увеличение как интенсивности отбора, так и дренируемых запасов нефти. Обусловлено это тем, что закачиваемая вода занимает наиболее крупные поровые каналы, сильно снижая по ним фазовую проницаемость для газа и/или растворителя. Обладая пониженными (по сравнению с водой) вязкостями, газ и/или растворитель внедряются в более мелкие поровые каналы, вытесняют из последних нефть в добывающие скважины. Их дебиты по нефти при этом возрастают кратно, на 5-20% увеличиваются (по сравнению с методом заводнения) дренируемые запасы нефти. A significant drawback of the waterflooding method is the low displacement ability of water as a propellant. However, if gas and / or solvent are pumped into the waterflood (it can be in the form of rims pushed by water), there is an increase in both the intensity of the selection and the drained oil reserves. This is due to the fact that the injected water occupies the largest pore channels, greatly reducing the phase permeability of them for gas and / or solvent. Having lower viscosities (compared to water), gas and / or solvent penetrate into smaller pore channels, displace oil from the latter into production wells. At the same time, their oil production rate increases by a multiple, and drainable oil reserves increase (by 5–20%) compared to the waterflooding method.
Аналогичный или близкий к описанному механизм вытеснения нефти газом и водой имеет место при водогазовом воздействии, когда закачку газа переносят в загазовавшиеся добывающие скважины, а в бывшие нагнетательные газовые закачивают воду. Дополнительным достоинством этого способа является то, что практически исключается балластное проскальзывание газа в добывающие скважины. Это снижает затраты на водогазовое воздействие. A similar or close to the described mechanism of oil and gas displacement by gas and water occurs during water-gas treatment, when gas injection is transferred to gas production wells, and water is pumped into former gas injection wells. An additional advantage of this method is that virtually eliminated ballast slippage of gas into production wells. This reduces the cost of water and gas exposure.
Наиболее распространенным методом разработки монолитных залежей с газовой шапкой является эксплуатация добывающих скважин на докритических режимах, исключающих поступление газа на их забои. В условиях платформенных отложений депрессии на пласт при этом незначительны, дебиты скважин низкие. Совместный отбор с нефтью газа позволяет повысить депрессию на пласт, увеличить тем самым интенсивность отбора нефти. The most common method for the development of monolithic gas cap deposits is the exploitation of production wells at subcritical regimes, excluding the flow of gas to their faces. Under the conditions of platform deposits, the depressions on the formation are insignificant, well production rates are low. Joint selection with gas oil allows you to increase the depression on the reservoir, thereby increasing the intensity of oil extraction.
Эффективность изложенного способа разработки залежи с газовой шапкой можно существенно повысить, если в верхнюю часть нефтяной и нижнюю часть газовой зон закачивать воду. Помимо увеличения интенсивности отбора увеличатся и дренируемые запасы нефти. Обусловлено это проявлением эффектов водогазового воздействия и существенным снижением фазовой проницаемости для газа в газовой зоне. The effectiveness of the described method for developing a gas cap reservoir can be significantly increased if water is pumped into the upper part of the oil and lower parts of the gas zone. In addition to increasing the selection intensity, drained oil reserves will also increase. This is due to the manifestation of the effects of water-gas exposure and a significant decrease in phase permeability for gas in the gas zone.
Расчлененные водонефтяные, газонефтяные и водонефтегазовые залежи представляется целесообразным эксплуатировать в два этапа. На первом включают в разработку объемы пласта в нефтяной зоне, отделенные от подошвенной воды и/или газа шапки непроницаемыми прослоями. После выработки из них запасов нефти включают в разработку дополнительные нефтенасыщенные толщины, контактирующие с водой и/или газом шапки. При включении в разработку всей нефтенасыщенной толщины кратно возрастают дебиты скважин, происходит прирост дренируемых запасов нефти. Достоинством этого способа разработки является то, что балластные отборы воды из подошвенной зоны и/или газа из газовой шапки смещаются во времени на более поздние стадии эксплуатации. Значительная часть нефтяных запасов вытесняется как из чистонефтяной зоны, т.е. с повышенными показателями разработки. Separated water-oil, gas-oil and water-gas deposits seem appropriate to operate in two stages. The first includes the development of reservoir volumes in the oil zone, which are separated from the bottom water and / or gas caps by impermeable layers. After the development of oil reserves from them, additional oil-saturated thicknesses in contact with water and / or gas caps are included in the development. When the entire oil-saturated thickness is included in the development, the production rates of wells multiply, and the drained oil reserves increase. The advantage of this development method is that the ballast water withdrawals from the bottom zone and / or gas from the gas cap are shifted in time to later stages of operation. A significant part of oil reserves is displaced both from the pure oil zone, i.e. with increased development rates.
В расчлененных нефтегазовых и водонефтегазовых залежах, имеющих монолитные участки коллекторов, применяют изложенный выше способ разработки расчлененных нефтегазовых и водонефтегазовых залежей, предварительно изолировав их друг от друга водным барьером, образуемым через систему нагнетательных скважин на границах участков расчлененного строения залежи. На монолитных участках проводят совместный отбор нефти и газа шапки. Водный барьер исключает связь газовой шапки с неконтактными участками нефтяной зоны в расчлененной части залежи, что, в свою очередь, позволяет повысить интенсивность отбора из них нефти и дренируемые запасы залежи в целом. In dissected oil and gas and water and oil and gas deposits having monolithic reservoir sections, the above method is used to develop dissected oil and gas and water and oil and gas deposits, previously isolating them from each other by a water barrier formed through a system of injection wells at the boundaries of the sections of the dissected reservoir structure. In monolithic sections, joint caps and oil are selected. The water barrier excludes the connection of the gas cap with non-contact areas of the oil zone in the dismembered part of the reservoir, which, in turn, allows increasing the intensity of oil extraction from them and the drained reserves of the reservoir as a whole.
Как показывает практика разработки нефтяных месторождений, в расчлененных нефтяных залежах при вскрытии прослоев общим фильтром часть из них не включается в работу. Обычно это прослои, проницаемость которых ниже максимальной из имеющихся в скважинах прослоев более, чем в три раза. Если не включенные в фильтрацию прослои выделить в самостоятельный эксплуатационный объект, тем самым возрастут как интенсивность отбора, так и дренируемые запасы нефти. Альтернативой самостоятельному эксплуатационному объекту может быть раздельная закачка в пласты разной проницаемости. В добывающих скважинах все они объединены в единый фильтр. As the practice of developing oil fields shows, in dissected oil deposits when opening interlayers with a common filter, some of them are not included in the work. Usually these are interbeds, the permeability of which is lower than the maximum of the interbeds present in the wells by more than three times. If the interlayers not included in the filtration are separated into an independent production facility, thereby both the selection rate and the drained oil reserves will increase. An alternative to an independent production facility may be separate injection into the reservoirs of different permeability. In production wells, they are all combined into a single filter.
В расчлененной нефтегазовой и водонефтегазовой залежах, особенно в пластах с высоковязкой нефтью, представляется целесообразным до начала добычи нефти закачать воду в нижнюю часть газовой шапки. При высокой вязкости нефти желательно воду загустить. Вода, отделяя газ от нефти, сильно понижает фазовую проницаемость для газа, не позволяет тем самым ему поступать на забои добывающих скважин. Это способствует увеличению как дебитов скважин по нефти, так и суммарному ее отбору. In dissected oil and gas and water and gas deposits, especially in reservoirs with high viscosity oil, it seems advisable to pump water into the lower part of the gas cap before oil production begins. With high viscosity oil, it is advisable to thicken the water. Water, separating gas from oil, greatly reduces the phase permeability for gas, thereby preventing it from entering the faces of production wells. This contributes to an increase in both oil production rates and its total selection.
В расчлененных нефтегазовой и водонефтегазовой залежах повысить интенсивность отбора и дренируемые запасы нефти возможно путем раздельного отбора нефти из нефтяной зоны и газа из газовой шапки. Для этого применяют две сетки скважин: нефтяную и газовую. Самостоятельный отбор газа уменьшает вероятность его прорыва на забои добывающих нефтяных скважин. Тем самым создается возможность повысить их дебиты по нефти и увеличить ее суммарный отбор. In dismembered oil and gas and water and gas deposits, it is possible to increase the intensity of selection and drained oil reserves by separate selection of oil from the oil zone and gas from the gas cap. For this, two well grids are used: oil and gas. Self-selection of gas reduces the likelihood of a breakthrough into the faces of producing oil wells. This creates the opportunity to increase their oil production rates and increase its total production.
В расчлененной разнопроницаемой нефтяной залежи увеличить интенсивность отбора и дренируемые запасы нефти возможно путем специального освоения скважин. Общепринятым методом освоения является вскрытие в скважине всех продуктивных прослоев. При вызове притока первыми начинают осваиваться наиболее проницаемые прослои. При повышении депрессии на пласт дебит освоенных прослоев увеличивается. Ограниченные возможности понижения давления и откачки поступающих из пласта флюидов приводят к тому, что значительная часть низкопроницаемых прослоев оказывается не освоенной (на практике коэффициент работающей толщины редко превышает 50%). Предлагается процесс освоения проводить в несколько этапов. На первом вскрывают только низкопроницаемые прослои. После их освоения вскрывают и осваивают среднепроницаемые прослои. На последнем этапе подключают в работу высокопроницаемые прослои. Способ, как видно, позволяет существенно повысить дебит скважин по нефти и вовлечь в фильтрацию максимальный объем запасов пласта. In a dissected, diverse oil reservoir, it is possible to increase the intensity of selection and drained oil reserves through special development of wells. A common development method is to open all productive interlayers in the well. When the inflow is called, the most permeable interbeds are the first to master. With increasing depression per layer, the production rate of the developed interlayers increases. The limited ability to lower the pressure and pump out the fluids coming from the formation leads to the fact that a significant part of the low-permeability interlayers is not mastered (in practice, the coefficient of working thickness rarely exceeds 50%). The development process is proposed to be carried out in several stages. At the first, only low-permeability layers are opened. After their development, medium-permeable layers are opened and mastered. At the last stage, highly permeable interlayers are connected to the work. The method, as you can see, can significantly increase the flow rate of wells for oil and involve the maximum amount of reservoir reserves in the filtration.
Существенное повышение эффективности разработки можно достигнуть построением объемной детерминированной модели эксплуатационного объекта. На этой модели выделяют гидродинамически связанные и не связанные между собой песчаные, а также глинистые тела. При известной геометрии размещения проницаемых и непроницаемых тел в объеме продуктивных отложений назначают мероприятия по увеличению интенсивности отбора и дренируемых запасов при заданной системе расположения скважин. A significant increase in the development efficiency can be achieved by constructing a volumetric deterministic model of an operational facility. On this model, hydrodynamically connected and unconnected sandy and clay bodies are distinguished. With the known geometry of the placement of permeable and impermeable bodies in the volume of productive sediments, measures are prescribed to increase the intensity of selection and drained reserves for a given well location system.
Реальные размеры нефтяных залежей не позволяют вводить их в разработку мгновенно. Процесс освоения месторождений затягивается на многие годы. При этом нагнетательные скважины, как правило, длительное время (1-3 года) отрабатывают на нефть. Эти обстоятельства приводят к тому, что включаемые под нагнетание скважины эксплуатируют на пределе их потенциальных возможностей. Как известно, в применяемых системах разработки к каждой добывающей скважине нефть вытесняется от нескольких нагнетательных скважин. Если вытеснение происходит от какой-то одной или нескольких, а другие еще не включены под нагнетание, вытеснение нефти происходит с большой неоднородностью фильтрационных потоков. Это снижает как интенсивность отбора, так и дренируемые запасы нефти за счет балластного прорыва воды. Предлагается добывающую скважину включать в работу только тогда, когда включены все нагнетательные скважины, вытесняющие к ней нефть. Это приводит как к возрастанию интенсивности отбора (на 4-8% ) и дренируемых запасов нефти (на 1-3%), так и к уменьшению отбора балластной воды (на 20-30%). The actual size of the oil deposits does not allow them to be put into development instantly. The field development process has been delayed for many years. At the same time, injection wells, as a rule, are worked out for oil for a long time (1-3 years). These circumstances lead to the fact that the wells included for injection are operated at the limit of their potential capabilities. As is known, in the applied development systems, oil is displaced from several injection wells to each production well. If the displacement occurs from some one or several, while others are not yet included under injection, oil displacement occurs with a large heterogeneity of the filtration flows. This reduces both the intensity of the selection and the drained oil reserves due to the ballast water breakthrough. It is proposed that the production well be included in the work only when all injection wells that displace oil to it are included. This leads to both an increase in withdrawal intensity (by 4-8%) and drained oil reserves (by 1-3%), and to a decrease in ballast water withdrawal (by 20-30%).
Наиболее распространенным методом разработки монолитных залежей с подошвенной водой является эксплуатация добывающих скважин на докритических режимах, исключающих поступление подошвенной воды на их забои. В условиях платформенных отложений возможные критические депрессии на пласт очень малы (меньше, чем в нефтегазовых залежах). Безводные дебиты скважин очень низкие. Совместный отбор с нефтью подошвенной воды позволяет повысить депрессию на пласт, увеличить тем самым интенсивность отбора нефти. The most common method for developing monolithic deposits with bottom water is the operation of producing wells in subcritical regimes, excluding the flow of bottom water to their faces. Under conditions of platform deposits, possible critical depressions on the formation are very small (less than in oil and gas deposits). Waterless well production rates are very low. Joint selection of bottom water with oil allows increasing depression on the formation, thereby increasing the intensity of oil extraction.
Эффективность описанного способа разработки монолитных залежей с подошвенной водой можно повысить, если интервал вскрытия перенести в водяную зону пласта. Нефтяная зона вскрывается в своей нижней части. Этот способ исключает блокирующее действие конуса подошвенной воды на нефтяную зону, позволяет тем самым повысить дебит скважин по нефти. The effectiveness of the described method for developing monolithic deposits with bottom water can be increased if the opening interval is transferred to the water zone of the formation. The oil zone opens in its lower part. This method eliminates the blocking effect of the bottom water cone on the oil zone, thereby increasing the oil flow rate of the wells.
Осуществляют предлагаемый способ разработки следующим образом. Определяют на площади залежи дренируемые скважинами запасы нефти. При регулярном размещении нагнетательных и добывающих скважин выделение запасов проводят по главным и нейтральным линиям тока общеизвестными методами. При нерегулярном размещении скважин дополнительно можно использовать метод характеристик заводнения для поздних стадий эксплуатации, либо математическое моделирование процесса фильтрации на любой стадии разработки. Установив дренируемые добывающими скважинами извлекаемые запасы, их дебиты по нефти назначают из условия, чтобы темп отбора запасов был бы примерно одинаков в каждой скважине. Закачка в нагнетательную скважину должна быть равной величине отбора жидкости (в пластовых условиях) из тех добывающих скважин, к которым вытесняется нефть от рассматриваемой нагнетательной скважины. Поскольку неоднородность пласта по проницаемости различна на разных участках, начальные дренируемые скважинами извлекаемые запасы будут меняться по мере их выработки. Это требует непрерывной (шаг за шагом) корректировки режимов работы скважин. Тем самым увеличивается как интенсивность отбора, так и объем дренируемых запасов нефти из залежи в целом. Одинаковый в скважинах темп отбора нефти достигают ограничением отбора флюидов из высокопродуктивных и интенсификацией работы низкопродуктивных скважин. Если возможности интенсификации (обработка призабойных зон, гидравлический разрыв пласта, оптимизация работы механизированных средств откачки флюидов) ограничены, одинаковый темп отбора можно достигнуть снижением планируемых отборов нефти из залежи в целом. Carry out the proposed development method as follows. Oil reserves drained by wells are determined on the area of the deposit. With the regular placement of injection and production wells, reserves are allocated along the main and neutral streamlines by well-known methods. With irregular placement of wells, you can additionally use the method of waterflooding characteristics for the late stages of operation, or mathematical modeling of the filtration process at any stage of development. Having established recoverable reserves drained by producing wells, their oil production rates are determined so that the rate of selection of reserves would be approximately the same in each well. Injection into the injection well should be equal to the amount of fluid withdrawal (in reservoir conditions) from those producing wells to which oil is displaced from the injection well in question. Since reservoir heterogeneity in permeability is different in different areas, the initial recoverable reserves drained by wells will change as they are developed. This requires continuous (step by step) adjustment of well operation modes. This increases both the intensity of the selection and the volume of drained oil reserves from the reservoir as a whole. The same rate of oil recovery in wells is achieved by limiting the selection of fluids from highly productive and intensifying the operation of low-producing wells. If the possibilities of intensification (treatment of bottom-hole zones, hydraulic fracturing, optimization of the mechanized means of pumping fluids) are limited, the same rate of selection can be achieved by reducing the planned production of oil from the reservoir as a whole.
В качестве примера осуществления предлагаемого изобретения рассмотрена разработка участка залежи, геолого-физические условия и технико-технологические ограничения, при эксплуатации которого характерны для пластов группы Б месторождений Западной Сибири: толщина нефтенасыщенная эффективная 8 м; коэффициенты проницаемости 0,1 мкм2, пористости 0,25, начальной нефтенасыщенности 0,65, остаточной нефтенасыщенности 0,24, использования скважин добывающих и нагнетательных 1,0, эксплуатации скважин добывающих и нагнетательных 0,95, способ эксплуатации добывающих скважин - механизированный (ЭЦН) с начала эксплуатации; начальное пластовое давление 23, насыщения 13 МПа; объемный коэффициент нефти 1,25, воды 1,0; плотность товарной нефти 0,85 т/м3; показатель послойной неоднородности 0,3; пластовое давление на забоях скважин нагнетательных 30, добывающих 18 МПа; приведенный радиус скважин 0,1 м; показатель степени нелинейности проницаемости от величины пластового давления 0,01; пласт непрерывен; относительная проницаемость для воды в присутствии остаточной нефтенасыщенности 0,25; предельная обводненность при отключении добывающих скважин 0,95; способ воздействия - заводнение пласта, плотность сетки 25 га/скв.As an example of the implementation of the present invention, the development of a deposit site, geological and physical conditions and technical and technological limitations, the operation of which are characteristic for the formations of group B of deposits in Western Siberia: effective oil saturated thickness of 8 m; permeability coefficients 0.1 μm 2 , porosity 0.25, initial oil saturation 0.65, residual oil saturation 0.24, use of production and injection wells 1.0, operation of production and injection wells 0.95, method of operating production wells - mechanized ( ESP) from the beginning of operation; initial reservoir pressure 23, saturation 13 MPa; volumetric coefficient of oil 1.25, water 1.0; marketable oil density 0.85 t / m 3 ; an indicator of layer-by-layer heterogeneity of 0.3; reservoir pressure at the bottom of injection wells 30, producing 18 MPa; the reduced radius of the wells is 0.1 m; an indicator of the degree of non-linearity of permeability from the value of reservoir pressure of 0.01; the reservoir is continuous; relative permeability to water in the presence of residual oil saturation 0.25; marginal water cut when shutting down production wells 0.95; the method of exposure is water flooding of the formation, mesh density 25 ha / well.
Характерной особенностью осуществления систем разработки на месторождениях Западной Сибири является первоочередное включение в эксплуатацию добывающих и отработка на нефть части нагнетательных скважин. Среднее время отработки - три года. Исследуемый участок залежи разрабатывается с применением обращенной девятиточечной схемы размещения скважин, из которых четыре нагнетательных расположены по углам квадрата, четыре добывающих - на серединах сторон квадрата и одна добывающая - в его центре. Рассмотрено два варианта разработки участка. В первом все скважины эксплуатируются с начала разработки в соответствии с предложенным техническим решением, т.е. в добывающих скважинах поддерживается одинаковой интенсивность отбора нефти на всех этапах разработки. Во втором варианте (прототип) две нагнетательные скважины (по диагонали квадрата) отрабатываются на нефть три года. После этого в них начинается закачка воды. Интенсивность отбора в этом варианте устанавливается произвольно в соответствии с заданными на забоях скважин давлениями. Моделирование процесса фильтрации проводилось с применением двумерной двухфазной математической модели. Срок разработки участка по первому варианту (предлагаемое изобретение) составил 33, по второму - 37 лет. Коэффициент нефтеизвлечения по первому варианту 0,43; по второму 0,40; соответственно водоизвлечения 0,92 и 1,03 (под коэффициентом водоизвлечения понимается отношение накопленного отбора воды к нефтенасыщенному поровому объему, выраженному в единицах пластовых условий). В других геолого-физических и реализационных условиях эффективность предлагаемого изобретения может составить 3-5% увеличения коэффициента нефтеотдачи и снижения до 1,3-1,5 раза отбора попутной воды. A characteristic feature of the implementation of development systems in the fields of Western Siberia is the priority commissioning of production and development of oil for some of the injection wells. The average working time is three years. The studied section of the reservoir is developed using a reversed nine-point pattern of wells, of which four injectors are located at the corners of the square, four producers - in the middle of the sides of the square and one producer - in its center. Two options for the development of the site are considered. In the first, all wells have been operating since the start of development in accordance with the proposed technical solution, i.e. in producing wells, the same intensity of oil extraction is maintained at all stages of development. In the second version (prototype), two injection wells (diagonally square) are worked on oil for three years. After that, water injection begins in them. The sampling rate in this embodiment is set arbitrarily in accordance with the pressures set at the bottom of the wells. The filtration process was simulated using a two-dimensional two-phase mathematical model. The term of development of the site in the first embodiment (the proposed invention) was 33, in the second - 37 years. The oil recovery ratio in the first embodiment is 0.43; the second 0.40; respectively, water recovery of 0.92 and 1.03 (the coefficient of water recovery refers to the ratio of accumulated water withdrawal to oil-saturated pore volume, expressed in units of reservoir conditions). In other geological, physical and implementation conditions, the effectiveness of the invention may be 3-5% increase in the oil recovery coefficient and decrease to 1.3-1.5 times the selection of associated water.
Claims (16)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5022288 RU2030567C1 (en) | 1992-01-20 | 1992-01-20 | Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5022288 RU2030567C1 (en) | 1992-01-20 | 1992-01-20 | Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2030567C1 true RU2030567C1 (en) | 1995-03-10 |
Family
ID=21594468
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5022288 RU2030567C1 (en) | 1992-01-20 | 1992-01-20 | Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2030567C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606894C1 (en) * | 2015-12-29 | 2017-01-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs |
| RU2620689C1 (en) * | 2016-03-03 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multizone oil deposit development method |
| RU2630320C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for adjustable liquid injection in production formation |
-
1992
- 1992-01-20 RU SU5022288 patent/RU2030567C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии, - Казань, Татарское книжное изд-во, 1985, с.108-109. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606894C1 (en) * | 2015-12-29 | 2017-01-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs |
| RU2620689C1 (en) * | 2016-03-03 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multizone oil deposit development method |
| RU2630320C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for adjustable liquid injection in production formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| Jardine et al. | Distribution and continuity of carbonate reservoirs | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2030567C1 (en) | Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2299977C2 (en) | Method for oil production at the later stage of oil deposit having water bed development | |
| RU2704688C1 (en) | Method for development of structural oil deposit | |
| RU2282024C1 (en) | Method for productive bed development | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| US2828819A (en) | Oil production method | |
| RU2217582C1 (en) | Process of development of zonally-inhomogeneous oil field | |
| RU2087686C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2167276C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| SU1756545A1 (en) | Method for developing oil field composed of non-uniform layered beds | |
| RU2024740C1 (en) | Method for development of heterogeneous multilayer oil field | |
| RU2511151C2 (en) | Method for recovery of residual oil reserves | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| Beveridge et al. | A study of the sensitivity of oil recovery to production rate | |
| RU2247230C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
| RU1653403C (en) | Method for development of oil multilayer field | |
| Montgomery | Permian Clear Fork Group, North Robertson Unit: Integrated Reservoir Management and Characterization for Infill Drilling, Part I—Geologic Analysis | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2299317C2 (en) | Method for multipay oil deposit development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| REG | Reference to a code of a succession state |
Ref country code: RU Ref legal event code: MM4A Effective date: 20100121 |