RU2072031C1 - Method for exploration of multi-seam oil deposit with reservoirs of different structure type - Google Patents
Method for exploration of multi-seam oil deposit with reservoirs of different structure type Download PDFInfo
- Publication number
- RU2072031C1 RU2072031C1 RU93052435A RU93052435A RU2072031C1 RU 2072031 C1 RU2072031 C1 RU 2072031C1 RU 93052435 A RU93052435 A RU 93052435A RU 93052435 A RU93052435 A RU 93052435A RU 2072031 C1 RU2072031 C1 RU 2072031C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- pressure
- wells
- reservoir
- seam
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предложение относится к области нефтедобывающей промышленности, а конкретнее, к разработке нефтяных месторождений, содержащих горизонты и пласты различного типа коллекторов (поровые, порово-трещинные, трещинно-поровые, трещинные и т.д.). The proposal relates to the field of the oil industry, and more specifically, to the development of oil fields containing horizons and reservoirs of various types of reservoirs (pore, pore-fracture, fracture-pore, fracture, etc.).
Известен способ разработки нефтяного месторождения, состоящего из горизонтов, отличающихся по строению коллекторов, согласно которому каждый из них разбуривают своей самостоятельной сеткой нагнетательных и добывающих скважин и эксплуатируют раздельно, независимо друг от друга [1]
Добыча нефти по данному способу требует больших капитальных вложений и эксплуатационных затрат. По мере эксплуатации месторождения возникает необходимость уплотнения сетки скважин, т.е. бурение дополнительных нагнетательных и добывающих скважин, строительства трубопроводов, сооружений, что значительно повышает себестоимость добычи нефти.There is a method of developing an oil field, consisting of horizons that differ in the structure of the reservoirs, according to which each of them is drilled with its own independent grid of injection and production wells and operated separately, independently of each other [1]
Oil production by this method requires large capital investments and operating costs. As the field is being exploited, it becomes necessary to seal the grid of wells, i.e. drilling of additional injection and production wells, construction of pipelines, structures, which significantly increases the cost of oil production.
Известен также способ совместной эксплуатации горизонтов различного типа, например, верейских и башкирских отложений, исключающий вышеуказанный недостаток. There is also known a method of joint exploitation of horizons of various types, for example, Verey and Bashkir deposits, eliminating the above drawback.
Способ предусматривает раздельную закачку вытесняющей жидкости в каждый горизонт через самостоятельные нагнетательные скважины и совместный отбор пластовой продукции из этих же горизонтов через добывающие скважины (см. тот же источник, стр.62). Данный способ может быть принят за прототип. The method provides for separate injection of the displacing fluid into each horizon through independent injection wells and the joint selection of reservoir products from the same horizons through production wells (see the same source, p. 62). This method can be taken as a prototype.
Недостатком данного способа является то, что он не учитывает фильтрационно-емкостные свойства колллекторов, их зависимость от давления и, как следствие этого, имеет низкие текущие и конечные технологические показатели разработки. The disadvantage of this method is that it does not take into account the reservoir properties of the reservoirs, their dependence on pressure and, as a result of this, has low current and final technological development indicators.
Сказанное выше подтверждает эксперимент, проведенный на опытных участках верейских и башкирских отложений Архангельского месторождения Татарии с целью изучения возможности совместной эксплуатации этих объектов. В шести скважинах, расположенных на одном из опытных участков, ведется совместная эксплуатация этих отложений. В таблице 1 приводится сопоставление технологических показателей в условиях совместной и раздельной эксплуатации скважин верей-башкирских отложений. The aforementioned confirms the experiment conducted in the experimental sections of the Verey and Bashkir deposits of the Arkhangelsk field of Tatarstan in order to study the possibility of joint operation of these objects. In six wells located in one of the experimental sections, these deposits are jointly exploited. Table 1 provides a comparison of technological indicators in the conditions of joint and separate operation of wells of Verey-Bashkir deposits.
Результаты, приведенные в таблице, показывают, что в случае совместной эксплуатации этих отложений дебит скважин несколько возрастает. Но рост дебита не равен суммарному дебиту при разработке этих горизонтов раздельно. Если при раздельной эксплуатации дебит верейского горизонта составляет 2,7 т/сутки, башкирского 3,3 т/сутки, то при их совместной эксплуатации всего 3,6 т/сутки или 60% от суммарного дебита, т. е. при совместной эксплуатации происходит снижение нефтедобычи. Раздельная эксплуатация верейского горизонта и башкирского яруса обеспечивает получение коэффициента нефтедобычи соответственно 16,7% и 9,7% При совместной разработке ожидаемый коэффициент нефтедобычи составит лишь 8,4% По предварительным оценкам около 30% запасов нефти остаются не вовлеченными в разработке при совместной эксплуатации [2]
Целью предлагаемого способа является снижение эксплуатационных затрат, увеличение текущих отборов и повышение коэффициента нефтеизвлечения.The results shown in the table show that in the case of joint operation of these deposits, the flow rate of wells increases slightly. But the growth rate is not equal to the total production rate when developing these horizons separately. If during separate operation the production rate of the Vereisky horizon is 2.7 tons / day, the Bashkirian horizon is 3.3 tons / day, then when they are used together, only 3.6 tons / day or 60% of the total production rate, i.e., when combined operation decline in oil production. Separate exploitation of the Vereisky horizon and the Bashkirian tier provides an oil production ratio of 16.7% and 9.7%, respectively. With joint development, the expected oil production ratio will be only 8.4%. According to preliminary estimates, about 30% of oil reserves are not involved in the development of joint operation [ 2]
The aim of the proposed method is to reduce operating costs, increase current withdrawals and increase oil recovery ratio.
Указанная цель достигается описываемым способом, включающим раздельную закачку вытесняющего агента в продуктивные пласты и совместный отбор продукции из этих пластов через добывающие скважины. This goal is achieved by the described method, including the separate injection of the displacing agent into the productive formations and the joint selection of products from these formations through production wells.
Новым является то, что предварительно определяют фильтрационно-емкостные характеристики каждого в отдельности пласта с последующей их интерпретацией путем определения зависимости от забойного и пластового давлений интенсивности перетока жидкости из матрицы в трещины, относительной емкостной характеристики трещинной системы, пористости и проницаемости матрицы и трещин, раскрытости трещин и радиуса раскрытия горизонтальных и вертикальных трещин и выделения затем интервалов оптимальных значений давлений нагнетания и пластовых давлений для каждого из пластов, при этом раздельную закачку вытесняющего агента и совместный отбор продукции производят на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. New is that pre-determine the filtration-capacitive characteristics of each individual formation with their subsequent interpretation by determining the dependence of the intensity of fluid flow from the matrix into the cracks, the relative capacitive characteristics of the fracture system, the porosity and permeability of the matrix and cracks, and the crack opening and the radius of the horizontal and vertical cracks and then the intervals of the optimal values of the injection pressure and reservoir pressure for each of the layers, while the separate injection of the displacing agent and the joint selection of products are carried out in filtration modes corresponding to the optimal values of the injection pressure and reservoir pressure between the injection and extraction zones.
На фиг. 1 изображены принципиальные схемы осуществления предлагаемого способа:
1) закачка вытесняющего агента в разные горизонты через многозабойную нагнетательную скважину, а отбор продукции из этих горизонтов совместный через добывающую скважину;
б) раздельная закачка через самостоятельные нагнетательные скважины и совместный отбор через добывающую скважину.In FIG. 1 shows a schematic diagram of the implementation of the proposed method:
1) injection of the displacing agent into different horizons through a multi-hole injection well, and the selection of products from these horizons is joint through the producing well;
b) separate injection through independent injection wells and joint selection through the producing well.
На фиг. 2 показана индикаторная диаграмма нагнетательной скважины, построенная по результатам исследований на пяти установившихся режимах. In FIG. Figure 2 shows the indicator diagram of the injection well, constructed according to the results of studies in five steady-state modes.
На фиг. 3 приведены графики по нагнетательной скважине:
а) зависимость емкостной (F) характеристики от относительного забойного давления Рзаб/Pг;
б) зависимость фильтрационной (Е) характеристики от относительного забойного давления Рзаб/Pг;
в) зависимость трещинной проницаемости Рзаб/Pг;
г) индикаторная диаграмма;
д) радиус зоны раскрытия трещин от относительного забойного давления.In FIG. 3 shows the graphs for the injection well:
a) the dependence of the capacitive (F) characteristics of the relative bottomhole pressure P zab / P g ;
b) the dependence of the filtration (E) characteristics on the relative bottomhole pressure P zab / P g ;
c) the dependence of fracture permeability P zab / P g ;
d) indicator chart;
d) the radius of the crack opening zone from the relative bottomhole pressure.
На фиг. 4 приведены следующие графики по добывающей скважине:
а) график зависимости фильтрационной характеристики Е от изменения пластового давления Рпл/Pг;
б) график зависимости относительной емкостной характеристики трещинной системы F от динамики пластового давления Рпл/Pг;
а) и г) соответственно графики изменения радиуса раскрытия горизонтальных и вертикальных трещин Rтр от изменения пластового давления Рпл/Pг.In FIG. 4 shows the following graphs for the production well:
a) a graph of the dependence of the filtration characteristics E from changes in reservoir pressure P PL / P g ;
b) a graph of the relative capacitive characteristics of the fracture system F on the dynamics of reservoir pressure P PL / P g ;
a) and d), respectively, graphs of changes in the radius of the opening of horizontal and vertical cracks R Tr from changes in reservoir pressure R PL / P g .
На фиг. 5 графики изменения дебита жидкости по горизонтам (пластам) (1 и 2) и суммарного (3) по ним в зависимости от величины депрессии на пласт Р. In FIG. 5 graphs of changes in fluid flow rate for horizons (formations) (1 and 2) and total (3) for them, depending on the magnitude of depression on reservoir R.
Способ применяют как на ранее эксплуатируемых, так и на вновь вводимых участках месторождения и осуществляют в следующей последовательности. The method is applied both to previously exploited and newly commissioned areas of the field and is carried out in the following sequence.
На участках, находящихся в разработке и эксплуатирующих отдельно самостоятельной сеткой нагнетательных и добывающих скважин каждый горизонт, систему нагнетания оставляют без изменения, а в добывающих скважинах для дальнейшей совместной эксплуатации дополнительно вскрывают ранее не эксплуатируемый горизонт. Благодаря этому происходит уплотнение сетки скважин на каждый горизонт, что приводит также к увеличению нефтеизвлечения. In the areas under development and operating separately with an independent grid of injection and production wells, each horizon, the injection system is left unchanged, and in production wells for further joint operation, a previously not exploited horizon is additionally opened. Due to this, the network of wells is compacted to each horizon, which also leads to an increase in oil recovery.
Во вновь вводимой в разработку нефтяной залежи согласно предлагаемому способу бурят многозабойные нагнетательные скважины, вскрывшие самостоятельно каждый горизонт (фиг. 1, а) или самостоятельную систему нагнетательных скважин на указанные горизонты (фиг. 1, б), а для добычи пластовой жидкости бурят единую сетку добывающих скважин для совместной эксплуатации этих горизонтов. In the newly introduced into the development of oil deposits according to the proposed method, multilateral wells are drilled, each independently opening each horizon (Fig. 1, a) or an independent system of injection wells at these horizons (Fig. 1, b), and a single grid is drilled to produce reservoir fluid production wells for the joint exploitation of these horizons.
После подготовки участков проводят комплекс гидродинамических исследований нагнетательных и добывающих скважин, вскрывших отдельно каждый горизонт (пласт). After the preparation of the sites, a complex of hydrodynamic studies of injection and production wells is carried out, each separately opening each horizon (layer).
Исследование нагнетательных скважин проводят на 4 5 установившихся режимах работы, отличающихся друг от друга объемами и давлением закачки. На каждом режиме:
замерят расход и забойное давление для построения индикаторной диаграммы;
снимают профиль приемистости (для оценки охвата пласта заводнением и его поинтервальной приемистости);
снимают кривые восстановления (падения) давления и кривые установления режима закачки для определения коллекторских свойств пласта;
интерпретируют полученные результаты по известным методикам, затем строят соответствующие индикаторные диаграммы и графики (фиг. 2 и 2а).The study of injection wells is carried out at 4 to 5 steady-state operating modes, differing from each other in volume and injection pressure. In each mode:
measure flow rate and bottomhole pressure to build an indicator chart;
take injectivity profile (to assess the coverage of the reservoir by water flooding and its interval injectivity);
take pressure recovery (drop) curves and injection mode establishment curves to determine reservoir properties of the formation;
interpret the results by known methods, then build the corresponding indicator charts and graphs (Fig. 2 and 2A).
Очевидно, что режимы работы нагнетательных скважин должны обеспечивать максимальный охват пласта заводнением при соблюдении условия предотвращения опережающих прорывов закачиваемой воды в добывающие скважины. Эти условия выполняются при закачке вытесняющего агента при оптимальных значениях давления нагнетания, которые определяют по индикаторной диаграмме и графикам, приведенным на фиг. 2а. По индикаторной диаграмме определяют область оптимальных забойных давлений (давлений нагнетания), которая заключается между двумя прямолинейными участками графика, т. е. соответствует криволинейному переходному участку (фиг. 2, т. Р1 и P2). Начальный участок графика до точки Р1 характеризуется резким ростом давления закачки, но слабым увеличением приемистости. Характер второго прямолинейного участка (после т. Р2) показывает, что при весьма незначительном повышении давления происходит резкое увеличение расхода закачиваемой жидкости. Это объясняется тем, что в этом случае происходит значительное увеличение просвета существующих трещин и образование новых, что сопровождается снижением охвата пласта заводнением по толщине и прорывом закачиваемой воды к забою добывающих скважин, т. е. возникает непроизводительная, неэффективная закачка, резкий рост обводненности нефти.Obviously, the operating modes of injection wells should provide maximum coverage of the formation with water flooding, subject to the conditions for preventing outstripping breakthroughs of injected water into production wells. These conditions are met when the displacing agent is pumped at the optimum discharge pressure, which is determined from the indicator diagram and the graphs shown in FIG. 2a. The indicator diagram determines the region of optimal bottomhole pressures (discharge pressures), which lies between two rectilinear sections of the graph, i.e., corresponds to a curved transitional section (Fig. 2, i.e., P 1 and P 2 ). The initial plot to the point P 1 is characterized by a sharp increase in injection pressure, but a slight increase in injectivity. The nature of the second straight section (after t. P 2 ) shows that with a very slight increase in pressure there is a sharp increase in the flow rate of the injected fluid. This is explained by the fact that in this case there is a significant increase in the clearance of existing fractures and the formation of new ones, which is accompanied by a decrease in the coverage of the formation by water flooding in thickness and a breakthrough of the injected water to the bottom of the producing wells, i.e. there is unproductive, inefficient injection, a sharp increase in water cut of oil.
Анализ зависимостей емкостных (F) и фильтрационных (Е) характеристик, трещинной проницаемости (Ктр) и радиуса зоны раскрытия трещин (Rтр) (фиг. 2а) от относительного забойного давления (к вертикальному горному) показывает, что при повышении относительного давления нагнетания наблюдается небольшой рост исследуемых параметров до и значительный после достижения определенного критического значения. Среднее критическое давление соответствует значению точки пересечения прямолинейных участков на каждом графике. Из графиков видно, что величина критических давлений, определенная по зависимостям различных параметров от давления нагнетания, примерно одинакова.An analysis of the dependences of the capacitive (F) and filtration (E) characteristics, fracture permeability (K Tr ) and the radius of the crack opening zone (R Tr ) (Fig. 2a) on the relative bottomhole pressure (to the vertical mountain pressure) shows that with an increase in the relative discharge pressure there is a slight increase in the studied parameters before and significant after reaching a certain critical value. The average critical pressure corresponds to the value of the intersection point of the straight sections in each graph. It can be seen from the graphs that the critical pressure value, determined from the dependences of various parameters on the discharge pressure, is approximately the same.
Однако при эксплуатации нагнетательных скважин необходимо придерживаться области оптимальных давлений закачки, которая соответствует криволинейному переходному участку графика, построенного для каждого пласта в отдельности. However, during the operation of injection wells, it is necessary to adhere to the region of optimal injection pressures, which corresponds to a curved transitional section of the graph constructed for each formation separately.
Таким образом, для каждого пласта существуют свои значения оптимальных забойных давлений, которые определяют по криволинейному участку индикаторной диаграммы и приведенных графиков. Thus, for each layer there are their own values of optimal bottomhole pressures, which are determined by the curved section of the indicator diagram and the graphs given.
Для определения оптимальных значений пластового давления для каждого эксплуатируемого пласта (горизонта) проводят комплекс гидродинамических исследований добывающих скважин на 4 5 установившихся режимах отбора. На каждом режиме работы:
замеряют дебит жидкости;
отбирают пробы продукции для определения ее обводненности, свойств пластовой нефти и воды;
замеряют затрубное давление и динамический уровень жидкости для определения забойного давления;
прекращают отбор и останавливают скважину для снятия кривой восстановления уровня (КВУ), по результатам обработки которой определяют коллекторские характеристики пласта;
замеряют статический уровень (пластовое давление).To determine the optimal values of reservoir pressure for each operating reservoir (horizon), a complex of hydrodynamic studies of producing wells is carried out at 4–5 established selection modes. At each operating mode:
measure fluid flow rate;
samples of products are taken to determine its water cut, the properties of reservoir oil and water;
annular pressure and dynamic fluid level are measured to determine the bottomhole pressure;
stop the selection and stop the well to take the level recovery curve (CLE), the results of the processing of which determine the reservoir characteristics of the formation;
measure the static level (reservoir pressure).
Так как пласты имеют различные коллекторские свойства, различный тип строения, то для интерпретации их результатов исследований необходимо использовать соответствующие методики. Например, для обработки результатов исследований пластов с коллекторами преимущественно трещинного типа применяют методики Уоррена-Рута, Полларда, Грингартена, Котяхова, Минеева, УкрНИГРИ, а для пластов с коллекторами порового типа методики Щелкачева, Чарного-Умрихина, Борисова, УкрНИГРИ и т. д. Since the reservoirs have different reservoir properties, different types of structures, it is necessary to use appropriate methods to interpret their research results. For example, the methods of Warren-Rut, Pollard, Gringarten, Kotyakhov, Mineev, UkrNIGRI are used to process the results of studies of formations with reservoirs of predominantly fractured type, and the methods of Shchelkachev, Charny-Umrikhin, Borisov, UkrNIGRI, etc. are used for formations with pore-type reservoirs.
Анализируя полученные результаты гидродинамических исследований, определяют зависимости от забойного и пластового давлений для каждого пласта следующих фильтрационно-емкостных характеристик:
интенсивность перетока жидкости из матрицы в трещины Е;
относительная емкостная характеристика трещинной системы F;
пористость матрицы и трещин m;
проницаемость матрицы и трещин k;
раскрытость трещин;
радиус раскрытия горизонтальных и вертикальных трещин R.Analyzing the results of hydrodynamic studies, determine the dependence on the bottomhole and reservoir pressure for each reservoir of the following filtration-capacitive characteristics:
the intensity of fluid flow from the matrix into cracks E;
relative capacitive characteristic of the fracture system F;
porosity of the matrix and cracks m;
matrix and crack permeability k;
crack openness;
opening radius of horizontal and vertical cracks R.
По полученным в результате интерпретации данным строят графики зависимостей указанных параметров от величины пластового давления, по которым и определяют область оптимальных пластовых давлений для каждого из пластов (горизонтов) (фиг. 3). Using the data obtained as a result of the interpretation, graphs of the dependences of these parameters on the value of the reservoir pressure are constructed, which determine the region of optimal reservoir pressures for each of the layers (horizons) (Fig. 3).
Пластовое давление для добывающих скважин и забойное для нагнетательных приводят в безразмерной форме в долях от вертикального горного. Для получения обобщенных зависимостей параметров F и E принимают не абсолютные их значения, а их отношения F/m и E/k. Reservoir pressure for producing wells and bottomhole pressure for injection wells are given in dimensionless form in fractions of vertical mining. To obtain generalized dependencies of the parameters F and E, their absolute values are not accepted, but their ratios F / m and E / k.
Графики, приведенные на фиг. 3, состоят из трех характерных участков; 1
начальный прямолинейный; 2 переходный криволинейный и 3 конечный прямолинейный.The graphs shown in FIG. 3, consist of three characteristic sections; one
initial straightforward; 2 transitional curvilinear and 3 final rectilinear.
Эксплуатация пласта при значениях пластового давления, соответствующего первому участку графика, только частично использует потенциальные возможности пласта. Третьему участку соответствует режим форсированного отбора: при высоком пластовом давлении происходит увеличение раскрытости трещин и радиуса их раскрытия, в результате чего повышается обводненность продукции, уменьшается охват пласта воздействием по толщине, возникает непроизводительная закачка из-за прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин. Второму участку графиков соответствует наиболее эффективный режим эксплуатации пластов, где проявляются оптимальные свойства и возникают благоприятные условия для их разработки. При значениях пластовых давлений, соответствующих этому участку графиков, происходит максимальный охват пластов по толщине, высокие дебиты по нефти, оптимальные условия фильтрации пластовой жидкости и т. д. The operation of the reservoir at reservoir pressure values corresponding to the first section of the graph only partially utilizes the potential capabilities of the reservoir. The third section corresponds to the forced selection mode: at high reservoir pressure, the crack opening and the radius of their opening increase, as a result of which the water cut of the product increases, the formation coverage by the thickness decreases, there is unproductive injection due to breakthroughs of injected water to the bottom of production wells. The second section of the graphs corresponds to the most effective mode of reservoir operation, where optimal properties are manifested and favorable conditions arise for their development. When the values of reservoir pressures corresponding to this section of the graphs, there is a maximum coverage of the layers in thickness, high oil production rates, optimal conditions for filtering the formation fluid, etc.
Из вышеизложенного следует, что наиболее оптимальной областью значений пластового давления для эффективной эксплуатации пластов являются те ее значения, которые соответствуют криволинейному переходному участку графиков. From the foregoing, it follows that the most optimal range of reservoir pressure values for the effective operation of the reservoirs are those values that correspond to the curved transition section of the graphs.
Поддержание текущего пластового давления на необходимом оптимальном уровне осуществляют различными методами, например, путем изменения объемов и давления закачки, изменением плотности сетки нагнетательных скважин (увеличение ее в менее проницаемых пластах), применением химических композиций для регулирования проницаемостей пластов, динамикой отбора жидкости и т. д. Maintaining the current reservoir pressure at the required optimal level is carried out by various methods, for example, by changing the volumes and pressure of injection, by changing the density of the grid of injection wells (increasing it in less permeable formations), using chemical compositions to control the permeability of the formations, the dynamics of fluid withdrawal, etc. .
Для определения значений оптимальных пластовых давлений между зонами отбора и нагнетания при совместной эксплуатации двух пластов различного строения одновременно, было проведено теоретическое исследование на математической модели. To determine the values of the optimal reservoir pressures between the extraction and injection zones during the joint operation of two reservoirs of different structures at the same time, a theoretical study was conducted on a mathematical model.
Она проводилась на основе учета взаимодействия каждого из пластов отдельно с окружающими его горными породами, пренебрегая взаимодействием пластов между собой. Рассматривались модельные осесимметричные задачи фильтрации к скважине с учетом деформации пласта. It was carried out on the basis of taking into account the interaction of each of the layers separately with the surrounding rocks, neglecting the interaction of the layers among themselves. Axisymmetric model problems of filtration to the well were considered taking into account the deformation of the formation.
По результатам, полученным при решении поставленной задачи, построены графики зависимостей дебита отдельно по пластам (фиг. 4, кривые 1 и 2) и общего суммарного дебита в целом по скважине (фиг. 4, кривая 3) от перепада давлений в пласте. Based on the results obtained in solving the problem, we plotted the dependencies of the production rate separately for the formations (Fig. 4, curves 1 and 2) and the total total production rate for the whole well (Fig. 4, curve 3) from the differential pressure in the formation.
Анализируя приведенные графики (фиг. 4) можно сделать вывод, что с ростом перепада давления в пласте между зонами нагнетания и отбора, дебит эксплуатационной скважины сначала растет линейно, затем его рост замедляется и при некотором характерном значении перепада давления и в зависимости от свойств пласта достигает максимума и далее идет на снижение. Максимальным дебитам как отдельно по пластам, так и суммарному соответствуют определенные значения перепадов давления (Р1, P2 и P3).Analyzing the graphs given (Fig. 4), we can conclude that with an increase in the pressure drop in the formation between the injection and production zones, the production rate of the production well initially grows linearly, then its growth slows down and at a certain characteristic value of the pressure drop and depending on the properties of the formation reaches maximum and further goes down. The maximum flow rates, both separately for the reservoirs and for the total, correspond to certain values of pressure drops (P 1 , P 2 and P 3 ).
Таким образом, появляется возможность выбора оптимальной величины депрессии как на каждый пласт в отдельности, так и при их совместной разработке. Thus, it becomes possible to choose the optimal value of depression both for each layer separately and during their joint development.
Разработка многопластовых неоднородных нефтяных месторождений по предлагаемому способу позволяет:
снизить эксплуатационные затраты за счет значительного снижения непроизводительной закачки из-за предотвращения прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин; снижения обводненности продукции;
увеличить текущие отборы за счет повышения дебитов скважин;
повысить коэффициент нефтеизвлечения.The development of multilayer heterogeneous oil fields by the proposed method allows you to:
reduce operating costs due to a significant reduction in unproductive injection due to the prevention of breakthroughs of injected water to the bottom of production wells; water cut reduction;
increase current production by increasing well production rates;
increase oil recovery ratio.
Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.
Для испытания предлагаемого способа был выбран опытный участок на Архангельском месторождении республики Татарстан. Участок разбурен нагнетательными и добывающими скважинами, эксплуатирующими как раздельно, так и совместно верейский и башкирский горизонты. To test the proposed method, the experimental site was selected at the Arkhangelsk field of the Republic of Tatarstan. The site has been drilled by injection and producing wells, operating both separately and jointly in the Verey and Bashkir horizons.
Ниже в таблице 2 приведены геологические и технологические данные по скважинам, эксплуатирующим указанные горизонты. Table 2 below shows the geological and technological data for wells operating the indicated horizons.
С целью определения значений оптимального забойного давления в нагнетательных скважинах, вскрывших верейский и башкирский горизонты, проведен комплекс гидродинамических исследований на 4-х установившихся режимах закачки. Полученные результаты приведены в табл. 3. In order to determine the optimal bottomhole pressure values in the injection wells that revealed the Verey and Bashkir horizons, a complex of hydrodynamic studies was carried out at 4 steady-state injection modes. The results are shown in table. 3.
Сравнение результатов, приведенных в табл. 3, с данными, полученными на прежнем рабочем режиме закачки (табл. 2), показывает, что приемистость по верейскому горизонту увеличивалась в 1,9 раза (28,0 и 14,5 м3/сутки), а по башкирскому горизонту в 1,75 раза (42,0 и 24,0 м3/сутки).Comparison of the results given in table. 3, with data obtained at the previous operating injection mode (Table 2), shows that the injectivity over the Verey horizon increased 1.9 times (28.0 and 14.5 m 3 / day), and over the
Затем по результатам исследований добывающих скважин, эксплуатирующих как каждый горизонт отдельно, так и совместно и интерпретировав их, определяли значения оптимальных текущих пластовых давлений, которые приведены в таблице 4. Then, according to the results of studies of producing wells that operate both each horizon separately, and together and interpreting them, we determined the values of the optimal current reservoir pressures, which are shown in table 4.
Из анализа данных в таблице следует, что дебит скважин в результате оптимизации пластовых давлений повысился: по верейскому горизонту в 1,5 раза; по башкирскому горизонту 1,12 раза; суммарный по обоим горизонтам - 1,56 раза. From the analysis of the data in the table it follows that the flow rate of wells as a result of reservoir pressure optimization has increased: 1.5 times over the Verey horizon; along the Bashkir horizon 1.12 times; total over both horizons - 1.56 times.
Технологические показатели по скважинам до и после внедрения предлагаемого способа приведены в табл. 5. Technological indicators for wells before and after the implementation of the proposed method are given in table. 5.
Сравнение технологических показателей способа по прототипу и предлагаемого показывает, что дебит скважины при совместной эксплуатации двух горизонтов составляет по прототипу лишь 60% от суммарного дебита при их раздельной эксплуатации (3,6 м3/сутки против 6,0), а по предлагаемому способу 100% (равен суммарному дебиту обоих горизонтов), т. е. увеличиваются на 40% текущие отборы нефти.A comparison of the technological parameters of the method according to the prototype and the proposed one shows that the well production rate during the joint operation of two horizons is only 60% of the total production rate during their separate operation (3.6 m 3 / day versus 6.0), and according to the proposed
По прототипу при совместной разработке двух горизонтов ожидаемый коэффициент нефтеизвлеченияя составит всего 8,4% а по предлагаемому способу 24,4%
Кроме того, значительно сокращаются объемы непроизводительной закачки вытесняющей жидкости из-за предотвращения прорывов ее к забою добывающих скважин. Например, при увеличении забойного давления нагнетания в одной из нагнетательных скважин с 0,52 до 0,53 относительно вертикального горного объем закачки вырос с 42 до 80 м3/сутки, т. е. на 90% При этом дебит одной из добывающих скважин по жидкости увеличился на 20% при стабильном дебите по нефти.According to the prototype during the joint development of two horizons, the expected oil recovery coefficient will be only 8.4% and according to the proposed method 24.4%
In addition, the volume of unproductive injection of displacing fluid is significantly reduced due to the prevention of breakthroughs to the bottom of production wells. For example, with an increase in the bottomhole injection pressure in one of the injection wells from 0.52 to 0.53 relative to the vertical mining volume, the injection volume increased from 42 to 80 m 3 / day, i.e., by 90%. Moreover, the flow rate of one of the producing wells in liquid increased by 20% with stable oil production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93052435A RU2072031C1 (en) | 1993-11-10 | 1993-11-10 | Method for exploration of multi-seam oil deposit with reservoirs of different structure type |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93052435A RU2072031C1 (en) | 1993-11-10 | 1993-11-10 | Method for exploration of multi-seam oil deposit with reservoirs of different structure type |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU93052435A RU93052435A (en) | 1996-08-27 |
| RU2072031C1 true RU2072031C1 (en) | 1997-01-20 |
Family
ID=20149416
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93052435A RU2072031C1 (en) | 1993-11-10 | 1993-11-10 | Method for exploration of multi-seam oil deposit with reservoirs of different structure type |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2072031C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443855C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity |
| RU2478783C2 (en) * | 2008-06-19 | 2013-04-10 | Шлюмберже Текноложи Б.В. | Method to produce hydrocarbons from well stretching via multilayer reservoir with hydraulic rupture |
| RU2494235C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits with changeover to forced operation conditions at final stage |
| RU2530005C1 (en) * | 2013-06-26 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multipay oil deposit development method |
| WO2016011626A1 (en) * | 2014-07-23 | 2016-01-28 | 王雅苹 | Dual pipe network water injection system pressure dividing point determination method |
| RU2579029C1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of oil field development with regard to restoration of formation background temperature |
| CN109025920A (en) * | 2018-08-08 | 2018-12-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | A method of improving low permeability oil field horizontal well production |
| RU2793536C1 (en) * | 2022-07-15 | 2023-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" (ООО "ТИНГ") | Method of reduction of drainage of liquid produced along with oil |
-
1993
- 1993-11-10 RU RU93052435A patent/RU2072031C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Муслинов Р.Х. и Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии.- Казань: Татарское книжное издательство. 1989, с. 41. 2. Там же, с. 62. * |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478783C2 (en) * | 2008-06-19 | 2013-04-10 | Шлюмберже Текноложи Б.В. | Method to produce hydrocarbons from well stretching via multilayer reservoir with hydraulic rupture |
| RU2443855C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity |
| RU2494235C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits with changeover to forced operation conditions at final stage |
| RU2530005C1 (en) * | 2013-06-26 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multipay oil deposit development method |
| WO2016011626A1 (en) * | 2014-07-23 | 2016-01-28 | 王雅苹 | Dual pipe network water injection system pressure dividing point determination method |
| RU2579029C1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of oil field development with regard to restoration of formation background temperature |
| CN109025920A (en) * | 2018-08-08 | 2018-12-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | A method of improving low permeability oil field horizontal well production |
| CN109025920B (en) * | 2018-08-08 | 2020-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for improving yield of horizontal well in low-permeability oil field |
| RU2793536C1 (en) * | 2022-07-15 | 2023-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" (ООО "ТИНГ") | Method of reduction of drainage of liquid produced along with oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Streltsova-Adams | Well hydraulics in heterogeneous aquifer formations | |
| US4393933A (en) | Determination of maximum fracture pressure | |
| EP3337870B1 (en) | Supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
| Loucks | Controls on porosity and permeability of hydrocarbon reservoirs in lower Tertiary sandstones along the Texas Gulf Coast | |
| CN112211608A (en) | Fracturing method for shale reservoir microfracture self-supporting | |
| RU2072031C1 (en) | Method for exploration of multi-seam oil deposit with reservoirs of different structure type | |
| CN112324412A (en) | Method for forming complex seam net through volume fracturing | |
| Niu et al. | Analyzing major controlling factors of shale oil'sweet spots' in the Chang-7 member of the Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin | |
| Chang et al. | Assessment of the condition of the near-wellbore zone of repaired wells by the skin factor | |
| US4434848A (en) | Maximizing fracture extension in massive hydraulic fracturing | |
| Al-Obaidi et al. | The efficiency of gas injection into low-permeability multilayer hydrocarbon reservoirs | |
| US3386513A (en) | Recovery of viscous crude by fluid injection | |
| Littlefield et al. | A reservoir study of the West Edmond Hunton pool, Oklahoma | |
| GB2050467A (en) | Fracturing Subterranean Formations | |
| Liu et al. | Effect of sandstone and mudstone thickness on artificial fracturing for hydrocarbon extraction from low-permeability reservoirs | |
| RU2731004C1 (en) | Method of constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields | |
| RU2090743C1 (en) | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones | |
| RU2160362C2 (en) | Process of working of multipool oil field | |
| RU2010955C1 (en) | Method of development of non-uniform oil reservoir | |
| Gilbert | Pressure transient analysis in horizontal wells in some sole Pit Area Fields, UK | |
| RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2086756C1 (en) | Method for development of shallow deposits and separate lenses of multiple-bed oil deposit | |
| SU1756545A1 (en) | Method for developing oil field composed of non-uniform layered beds | |
| RU2204700C1 (en) | Method of oil production | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits |