RU2072032C1 - Method for flooding oil deposit - Google Patents

Method for flooding oil deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2072032C1
RU2072032C1 RU94004229A RU94004229A RU2072032C1 RU 2072032 C1 RU2072032 C1 RU 2072032C1 RU 94004229 A RU94004229 A RU 94004229A RU 94004229 A RU94004229 A RU 94004229A RU 2072032 C1 RU2072032 C1 RU 2072032C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
oil
wells
reservoir
aquifer
Prior art date
Application number
RU94004229A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU94004229A (en
Inventor
Р.Г. Абдулмазитов
Э.И. Сулейманов
Р.Х. Муслимов
Original Assignee
Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности filed Critical Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority to RU94004229A priority Critical patent/RU2072032C1/en
Publication of RU94004229A publication Critical patent/RU94004229A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2072032C1 publication Critical patent/RU2072032C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil production. SUBSTANCE: method includes commissioning joint water intake/injection wells, waste water utilization by pumping in the same seam where water is extracted from to flooding, through sink wells. Sink wells are brought into operation at design distance from the water intake/injection wells at low rate of oil deposit area exhausting. With waste water injected, seam pressure in water bearing seam is maintained at the level being lower than the bed separation pressure between oil and water bearing seams. EFFECT: waste water utilization. 2 cl, 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и найдет применение при разработке залежей с внутрискважинной перекачкой воды из водоносных пластов в нефтяные. The invention relates to the field of development of oil fields and will find application in the development of deposits with downhole pumping of water from aquifers to oil.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем ввода в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин и перепуска воды из водоносных пластов в нефтяные [1]
Недостатком способа являются низкие темпы выработки запасов нефти залежи в целом из-за постепенного уменьшения притока подземных вод в процессе разработки.A known method of developing an oil field by putting into operation combined water-injection wells and water bypass from aquifers to oil [1]
The disadvantage of this method is the low rate of development of oil reserves of the reservoir as a whole due to the gradual decrease in the flow of groundwater during development.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ, предусматривающий ввод в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин, утилизацию сточной воды в тот же пласт, откуда отбирается вода для заводнения, через поглотительные скважины [2]
Существенным недостатком способа является то, что различные участки нефтяной залежи с водозаборно-нагнетательными скважинами вырабатываются различными темпами. При одинаковой подаче пластовой воды в нагнетательные скважины участки залежи с большей концентрацией запасов вырабатываются более медленно, чем с меньшей концентрацией. Неодновременный подход фронта вытеснения к добывающим скважинам ведет к снижению нефтеизвлечения пласта.The closest in technical essence to the proposed one is a method involving the commissioning of combined water-injection wells, the disposal of wastewater into the same reservoir from which water is taken for flooding through absorption wells [2]
A significant disadvantage of this method is that various sections of the oil reservoir with water-injection wells are produced at different rates. With the same supply of produced water to injection wells, deposits with a higher concentration of reserves are produced more slowly than with a lower concentration. The simultaneous approach of the displacement front to production wells leads to a decrease in oil recovery.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения пластов. The aim of the invention is to increase oil recovery.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим ввод в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин, утилизацию сточной воды в тот же пласт, откуда отбирается вода для заводнения, через поглотительные скважины. This goal is achieved by the described method, including the commissioning of combined water-injection wells, the disposal of wastewater in the same reservoir from which water is taken for flooding through the absorption wells.

Новым является то, что поглотительные скважины размещают от водозаборно-нагнетательных скважин с низкими темпами выработки запасов нефтяной залежи на расстоянии, определяемом по формуле объемного метода подсчета запасов:

Figure 00000002

где V объем оторочки воды, достаточный для роста пластового давления, обеспечивающий одинаковый темп выработки для всех участков залежи, м3;
a ширина дренируемого водоносного пласта, м;
h толщина водоносного пласта, м;
m пористость водоносного пласта, д.ед;
r коэффициент подвижной водонасыщенности; д.ед,
причем пластовое давление при сбросе сточной воды поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами.New is that absorbing wells are placed from water-injecting wells with low rates of oil reserves development at a distance determined by the formula of the volumetric method for calculating reserves:
Figure 00000002

where V is the volume of the rim of the water, sufficient for the growth of reservoir pressure, providing the same rate of production for all sections of the reservoir, m 3 ;
a width of the drained aquifer, m;
h the thickness of the aquifer, m;
m porosity of the aquifer, d.ed;
r coefficient of mobile water saturation; grandfather,
moreover, the reservoir pressure during the discharge of wastewater is maintained at a level not exceeding the pressure of the separation gap between the oil and aquifers.

Новым также является то, что поглотительную скважину размещают таким образом, чтобы водозаборно-нагнетательная скважина с низким темпом выработки участка нефтяной залежи находилась между поглотительной и водозаборно-нагнетательной скважинами с большим темпом выработки запасов. Also new is the fact that the absorption well is positioned so that the water injection well with a low rate of development of the oil reservoir is located between the absorption and water intake wells with a high rate of production of reserves.

На чертеже представлена схема заводнения нефтяного пласта, где 1, 2 - водозаборно-нагнетательные, 3,4 добывающие и 5 поглотительные скважины. The drawing shows a diagram of waterflooding of the oil reservoir, where 1, 2 - intake and injection, 3.4 production and 5 absorption wells.

Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.

Залежь, имеющую нефтяные и водоносные пласты, разбуривают проектной сеткой скважин, осуществляют ее обустройство и скважины вводят в эксплуатацию. Осуществляют поддержание пластового давления путем внутрискважинной перекачки воды из водоносного пласта (7) в нефтяной (6) в водозаборно-нагнетательных скважинах (1, 2). A deposit having oil and aquifers is drilled with a design grid of wells, its arrangement is carried out and the wells are put into operation. The formation pressure is maintained by downhole pumping of water from the aquifer (7) in oil (6) in water-injection wells (1, 2).

В процессе эксплуатации залежи проводят исследование скважин, замеряют дебиты, определяют суммарный отбор нефти и жидкости. Подсчитывают темпы отбора продукции скважин по отдельным участкам. Замеряют пластовое давление в нефтяном и водоносном пластах. Отбирают пробы пластовой воды. During the operation of the reservoir, wells are examined, production rates are measured, and the total selection of oil and liquid is determined. Calculate the pace of selection of well production in individual areas. Measure the reservoir pressure in the oil and aquifer. Samples of produced water are taken.

На основании анализа полученных материалов на определенном расстоянии от водозаборно-нагнетательной вводят поглотительную скважину. Это расстояние определяют по формуле объемного метода подсчета запасов:

Figure 00000003
,
где V объем оторочки воды, достаточный для роста пластового давления, обеспечивающий одинаковый темп выработки для всех участков залежи, м3;
a ширина дренируемого водоносного пласта, м;
h толщина водоносного пласта, м;
m пористость водоносного пласта, д.ед;
r коэффициент подвижной водонасыщенности, д.ед.Based on the analysis of the obtained materials, an absorption well is introduced at a certain distance from the intake and injection lines. This distance is determined by the formula of the volumetric method for calculating reserves:
Figure 00000003
,
where V is the volume of the rim of the water, sufficient for the growth of reservoir pressure, providing the same rate of production for all sections of the reservoir, m 3 ;
a width of the drained aquifer, m;
h the thickness of the aquifer, m;
m porosity of the aquifer, d.ed;
r coefficient of mobile water saturation, d.ed.

Поглотительная скважина может быть специально пробуренной, добывающей, выбывшей в тираж из-за обводнения и т.д. Ее размещают таким образом, чтобы водозаборно-нагнетательная скважина с низким темпом выработки участка нефтяной залежи находилась между поглотительной и водозаборно-нагнетательной скважиной с большим темпом выработки запасов. Фильтрация утилизированной воды по водоносному пласту при таком размещении поглотительной скважины происходит через водозаборно-нагнетательную скважину участка с малым темпом выработки запасов. An absorption well may be specially drilled, producing, retired due to flooding, etc. It is placed in such a way that the water injection well with a low rate of development of the oil deposit section is located between the absorption and water intake well with a high rate of development of reserves. Filtration of utilized water through an aquifer with such an arrangement of an absorption well takes place through a water intake and injection well of a section with a low rate of reserves development.

При нагнетании сточной воды в поглотительную скважину пластовое давление в водоносном пласте возрастает. Так как водозаборно-нагнетательная скважина с малым темпом выработки запасов залежи находится ближе к поглотительной, то депрессия на пласт в ней возрастает на большую величину. С ростом депрессии на пласт из водоносного пласта отбирается большее количество воды для заводнения. С увеличением объемов закачки возрастают дебиты добывающих скважин на участке водозаборно-нагнетательной скважины с малым темпом отбора запасов. Темп отбора запасов участка возрастает. Происходит выравнивание темпов отбора на различных участках, что позволяет снизить неравномерность выработки запасов по залежи в целом. Фронт вытеснения к добывающим скважинам от различных водозаборно-нагнетательных скважин подходит одновременно и залежь заводняется равномерно. Нефтеизвлечение за счет охвата пласта заводнением возрастает. When wastewater is injected into an absorption well, reservoir pressure in the aquifer increases. Since the water-injection well with a low rate of development of reserves is closer to the absorption well, the depression on the reservoir in it increases by a large amount. With increasing depression, more water is taken from the aquifer for flooding. With an increase in injection volumes, the production rates of production wells in the area of the water-injection well with a low rate of reserves extraction increase. The rate of site inventory selection is increasing. There is an equalization of the selection rates in different areas, which allows to reduce the unevenness of the development of reserves for the reservoir as a whole. The displacement front to production wells from various water injection wells is suitable at the same time and the pool is flooded evenly. Oil recovery due to reservoir flooding increases.

При размещении поглотительной скважины на значительном расстоянии от водозаборно-нагнетательной из-за технической необходимости (закачка оторочки пластовой воды значительного объема и т.п.) утилизацию сточной воды производят при больших давлениях нагнетания, что приводит к резкому повышению пластового давления в водоносном пласте. Это может привести к разрыву непроницаемого раздела между водоносным и нефтяным пластами и неконтролируемому перетоку воды. When an absorption well is placed at a considerable distance from the water intake due to technical necessity (injection of a considerable amount of formation water rim, etc.), the waste water is discharged at high injection pressures, which leads to a sharp increase in the reservoir pressure in the aquifer. This can lead to a rupture of the impermeable separation between the aquifers and oil reservoirs and uncontrolled flow of water.

Для предотвращения этого явления пластовое давление при сбросе сточной воды поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами. To prevent this phenomenon, reservoir pressure during the discharge of wastewater is maintained at a level not exceeding the pressure of the separation gap between the oil and aquifers.

Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.

Участок залежи нефти разбурен четырьмя скважинами (см. чертеж): двумя водозаборно-нагнетательными (1 и 2) и двумя добывающими (3 и 4). Расстояние между скважинами составляет 300 м. Скважины бурением вскрыли нефтенасыщенный (6) и водонасыщенный (7) пласты, разделенные между собой глинистым разделом (8) толщиной 5 метров. Балансовые запасы залежи, подсчитанные объемным методом, составляют 1800 тыс. м3. Для удобства анализа выработки запасов залежь разделена на два элемента. Элемент включает участок залежи с водозаборно-нагнетательной скважиной и окружающими ее добывающими скважинами. Запасы нефти по I элементу (см. чертеж) составляют 1200 тыс.м3, а по II 600 тыс. м3. Проведенными исследованиями определили коллекторские свойства нефтяного и водоносного пластов. Толщина водоносного пласта в скв. 1 составила 5 м, скв. 2 10 м. Продуктивность водоносного пласта водозаборно-нагнетательной скважины I элемента 12,3

Figure 00000004
, II 11,1
Figure 00000005
. Начальное пластовое давление в водоносном пласте было 17 МПа. Водозаборно-нагнетательные скважины были оснащены соответствующим оборудованием для внутрискважинной перекачки воды с созданием депрессии на водоносный пласт, равной 10 МПа (Рпл-Рзаб= 17-7=10 МПа).The oil deposit section was drilled by four wells (see drawing): two water intake and injection (1 and 2) and two production (3 and 4). The distance between the wells is 300 m. Drilling wells revealed oil-saturated (6) and water-saturated (7) formations, separated by a clay section (8) 5 meters thick. The balance reserves of the deposits calculated by the volumetric method are 1800 thousand m 3 . For the convenience of analyzing the development of reserves, the deposit is divided into two elements. The element includes a section of the reservoir with a water injection well and production wells surrounding it. Oil reserves for I element (see drawing) are 1200 thousand m 3 , and for II 600 thousand m 3 . The studies identified the reservoir properties of the oil and aquifer. The thickness of the aquifer in the well. 1 was 5 m, well. 2 10 m. The productivity of the aquifer of the intake and injection well of element I 12.3
Figure 00000004
II 11.1
Figure 00000005
. The initial reservoir pressure in the aquifer was 17 MPa. Intake and injection wells were equipped with appropriate equipment for downhole pumping of water with the creation of a depression on the aquifer equal to 10 MPa (Rpl-Rzab = 17-7 = 10 MPa).

Подсчет темпов отбора продукции скважин по элементам показал, что они составили по I элементу 3,4% по II 6,1% Проектным документом на разработку нефтяной залежи предусмотрено, что до начала обводнения добывающих скважин вытеснение нефти должно производиться пластовой водой. Безводное нефтеизвлечение составляло 10% Конечный коэффициент нефтеизвлечения 30%
Исходя из этих величин определили расчетное расстояние ввода поглотительной скважины для утилизации сточной воды после начала обводнения добывающих скважин. Из формулы подсчета запасов объемным методом расчетное расстояние равно

Figure 00000006
,
где объем оторочки V 0,1 Qб 120 тыс.м3; 0,1 безводный коэффициент нефтеизвлечения, Qб 1200 тыс.м3 балансовые запасы I элемента; а 300 м ширина дренирования водоносного пласта; h 5 м толщина водоносного пласта; m 0,2 пористость водоносного пласта; r = 0,8 - коэффициент подвижной водонасыщенности.The calculation of the wells production selection rates by elements showed that they amounted to 3.4% for II elements and 6.1% for II; The design document for the development of an oil reservoir stipulates that before the watering of production wells begins, oil should be displaced by formation water. Anhydrous oil recovery was 10%; final oil recovery ratio was 30%
Based on these values, the calculated input distance of the absorption well for the disposal of wastewater after the start of flooding of production wells was determined. From the volume calculation formula, the estimated distance is
Figure 00000006
,
where the volume of the rim V 0,1 Q b 120 thousand m 3 ; 0.1 anhydrous oil recovery factor, Q b 1200 thousand m 3 balance reserves of I element; and 300 m the width of the drainage of the aquifer; h 5 m aquifer thickness; m 0.2 the porosity of the aquifer; r = 0.8 - coefficient of mobile water saturation.

Расчетное расстояние из заданного значения объема оторочки пластовой воды получилось равным 500 м. The calculated distance from the given value of the volume of the rim of the formation water turned out to be 500 m.

Так как участок залежи с I элементом работает с низким темпом отбора продукции, то поглотительная скважина введена на расстоянии 500 м от водозаборно-нагнетательной 1. Since the site of the reservoir with the I element operates at a low rate of production selection, the absorption well was introduced at a distance of 500 m from the intake and injection 1.

Нагнетание сточной воды в поглотительную скважину позволило повысить пластовое давление в районе I элемента до 25 МПа. Депрессия в водозаборно-нагнетательной скважине, а также между водоносным и нефтяным пластами увеличилась на 8 МПа. Разрывное давление для 5-метрового глинистого раздела составляет 10 МПа или 2 МПа на 1 м толщины. С ростом депрессии закачка и соответственно отбор продукции с элемента I увеличились. Темп отбора продукции скважин составил 6,1% что равно темпу по элементу II. Неравномерность выработки запасов по зонам снизилась, что позволило увеличить нефтеизвлечение на 2% (см. таблицу). The injection of wastewater into the absorption well allowed increasing the reservoir pressure in the region of element I to 25 MPa. Depression in the water injection well, as well as between the aquifer and oil reservoirs, increased by 8 MPa. The bursting pressure for a 5-meter clay section is 10 MPa or 2 MPa per 1 m of thickness. With the growth of depression, injection and, accordingly, the selection of products from element I increased. The rate of selection of well production was 6.1%, which is equal to the rate for element II. The uneven development of reserves by zones decreased, which allowed an increase in oil recovery by 2% (see table).

Claims (2)

1. Способ заводнения нефтяной залежи, включающий ввод в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин, утилизацию сточной воды в тот же пласт, откуда отбирается вода для заводнения, через поглотительные скважины, отличающийся тем, что поглотительные скважины размещают от водозаборно-нагнетательных скважин с низкими темпами выработки запасов нефтяной залежи на расстоянии, определяемом по формуле объемного метода подсчета запасов
Figure 00000007

где V объем оторочки воды, достаточный для роста пластового давления, обеспечивающий одинаковый темп выработки для всех участков залежи, м3;
a ширина дренируемого водоносного пласта, м;
h толщина водоносного пласта, м;
m пористость водоносного пласта, д.ед.1. A method of waterflooding an oil reservoir, including commissioning combined water-injection wells, utilizing wastewater into the same formation from which water is taken for water-flooding through absorption wells, characterized in that the absorption wells are placed from low-speed water injection wells the development of oil reserves at a distance determined by the formula of the volumetric method for calculating reserves
Figure 00000007

where V is the volume of the rim of the water, sufficient for the growth of reservoir pressure, providing the same rate of production for all sections of the reservoir, m 3 ;
a width of the drained aquifer, m;
h the thickness of the aquifer, m;
m porosity of the aquifer, d.ed. r коэффициент подвижной водонасыщенности, д.ед;
причем пластовое давление при сбросе сточной воды поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами.r coefficient of mobile water saturation, d.ed;
moreover, the reservoir pressure during the discharge of wastewater is maintained at a level not exceeding the pressure of the separation gap between the oil and aquifers. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поглотительную скважину размещают таким образом, чтобы водозаборно-нагнетательная скважина с низким темпом выработки участка нефтяной залежи находилась между поглотительной и водозаборно-нагнетательной скважиной с большим темпом выработки запасов. 2. The method according to claim 1, characterized in that the absorption well is placed in such a way that the water injection well with a low rate of development of the oil reservoir is located between the absorption and water injection well with a high rate of reserves.
RU94004229A 1994-02-08 1994-02-08 Method for flooding oil deposit RU2072032C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU94004229A RU2072032C1 (en) 1994-02-08 1994-02-08 Method for flooding oil deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU94004229A RU2072032C1 (en) 1994-02-08 1994-02-08 Method for flooding oil deposit

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU94004229A RU94004229A (en) 1995-10-20
RU2072032C1 true RU2072032C1 (en) 1997-01-20

Family

ID=20152252

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU94004229A RU2072032C1 (en) 1994-02-08 1994-02-08 Method for flooding oil deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2072032C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114482974A (en) * 2020-11-13 2022-05-13 中国石油天然气股份有限公司 Injection-production well group of fluvial facies sandstone reservoir and well arrangement method thereof
RU2807319C1 (en) * 2023-07-05 2023-11-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing oil deposit site

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Авторское свидетельство СССР N 283120, кл. Е 21 В 43/00, 1970. 2. Аржанов Ф.Г. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири. - М.: Недра, 1979, с.167. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114482974A (en) * 2020-11-13 2022-05-13 中国石油天然气股份有限公司 Injection-production well group of fluvial facies sandstone reservoir and well arrangement method thereof
RU2807319C1 (en) * 2023-07-05 2023-11-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing oil deposit site

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN112197448B (en) Geothermal development system
RU2344272C2 (en) Well structure and method of multipay oil pool development
RU2072032C1 (en) Method for flooding oil deposit
RU2090743C1 (en) Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones
RU2065938C1 (en) Method of developing oil pool
RU2084620C1 (en) Method for development of multiple-bed oil pool
RU2061178C1 (en) Method for developing oil deposit
RU2592931C1 (en) Method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment
RU2170344C1 (en) Process of exploitation of multipool oil deposit
RU2027848C1 (en) Method of exploitation of gas-oil pools
RU2078201C1 (en) Method of increasing formation oil recovery
RU2812976C1 (en) Method for developing oil deposits
RU2122107C1 (en) Method for control of development of oil pools with the help of maps of residual oil-saturated strata
RU2139417C1 (en) Oil production method
RU2779704C1 (en) Oil field development method
RU2779501C1 (en) Method for developing a geologically heterogeneous oil reservoir by waterflooding
RU2127801C1 (en) Method for development of oil-gas deposits
SU866150A1 (en) Method of investigating absorbing formations
RU2186955C2 (en) Method of development of oil pool nonuniform region
RU2138625C1 (en) Method for development of water-oil deposit
RU2096594C1 (en) Method for development of nonuniform strata oil deposit
RU2150578C1 (en) Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well
SU1740637A1 (en) Method of producing gas-condensate reservoir with varying-permeability layers
RU2171368C1 (en) Method of development of oil deposit presented by porous-fractured reservoir
RU2182653C1 (en) Process of development of oil field

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20100209