RU2087687C1 - Method for development of oil deposit - Google Patents
Method for development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2087687C1 RU2087687C1 RU95112585/03A RU95112585A RU2087687C1 RU 2087687 C1 RU2087687 C1 RU 2087687C1 RU 95112585/03 A RU95112585/03 A RU 95112585/03A RU 95112585 A RU95112585 A RU 95112585A RU 2087687 C1 RU2087687 C1 RU 2087687C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- reserves
- drilling
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing oil fields with drilling additional wells.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, основанный на статистической обработке данных о состоянии и эксплуатации скважин, с использованием аналитической зависимости оптимальной плотности сетки скважин от ряда технологических и экономических факторов [1] Недостатком способа является отсутствие учета остаточных извлекаемых запасов нефти (ОИЗН) по каждой скважине, а также запасов нефти, не вовлеченных в разработку. A known method of developing oil fields, based on statistical processing of data on the state and operation of wells, using the analytical dependence of the optimal density of the grid of wells on a number of technological and economic factors [1] The disadvantage of this method is the lack of accounting for residual recoverable oil reserves (OIZN) for each well, as well as oil reserves not involved in development.
Известен способ разработки нефтяных месторождений с увеличением плотности сетки скважин и уменьшением соотношения количества добывающих и нагнетательных скважин [2] недостатком которого является отсутствие учета недренируемых и слабодренируемых участков. There is a method of developing oil fields with an increase in the density of the grid of wells and a decrease in the ratio of the number of producing and injection wells [2] the disadvantage of which is the lack of consideration of undrained and weakly drained sections.
Наиболее близок к предлагаемому способ разработки нефтяных месторождений [3] включающий построение карт распределения запасов нефти и бурение дополнительных добывающих скважин на участках с максимальными остаточными запасами нефти или дополнительных нагнетательных скважин на участках, слабоохваченных процессами вытеснения нефти водой. Недостатком прототипа является невысокая эффективность из-за того, что принимаются во внимание по существу лишь активные извлекаемые запасы, т.к. определение запасов углеводородного сырья осуществляют с помощью характеристик вытеснения, которые не дают представления о величине остаточных балансовых запасов нефти в недренируемых и слабодренируемых зонах. Closest to the proposed method for the development of oil fields [3], including the construction of maps of the distribution of oil reserves and drilling of additional production wells in areas with maximum residual oil reserves or additional injection wells in areas poorly covered by oil-water displacement processes. The disadvantage of the prototype is the low efficiency due to the fact that essentially only active recoverable reserves are taken into account, because determination of hydrocarbon reserves is carried out using the displacement characteristics, which do not give an idea of the value of the residual balance of oil reserves in undrained and weakly drained zones.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности разработки нефтяного месторождения и сокращении затрат на поздней стадии разработки, за счет исключения бурения нерентабельных скважин, а также повышении нефтеотдачи путем вовлечения в разработку запасов, недренируемых существующей сеткой скважин. The problem and technical result solved by the invention are to increase the efficiency of oil field development and reduce costs at a late stage of development, by eliminating the drilling of unprofitable wells, as well as increasing oil recovery by involving reserves that are not drained by the existing network of wells.
Поставленная задача решается тем, что последовательно строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения уплотняющего фонда скважин, ограничиваемые величиной текущей нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, и дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважины. The problem is solved by sequentially building maps of initial recoverable reserves, active recoverable reserves, non-draining oil reserves and current oil-saturated thicknesses, outlines on the last map the location of the well stock, limited by the current oil-saturated thickness, not less than the maximum profitable drilling thickness, and additional wells are drilled at the points of the contoured sections, where the value of non-drained reserves ensures cost-effective operation with Vazhiny.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого изобретения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "новизна". A comparative analysis of the essential features of the invention and the prototype allows us to conclude that the proposed technical solution meets the criterion of "novelty."
Изобретательский уровень заявляемого технического решения подтверждается новизной его отличительных признаков: авторами впервые предложено построение карт недренируемых запасов нефти и их совокупный с картами текущих нефтенасыщенных толщин анализ для выбора участков и точек бурения дополнительных скважин. The inventive step of the claimed technical solution is confirmed by the novelty of its distinguishing features: for the first time, the authors proposed the construction of maps of non-drained oil reserves and their analysis together with maps of current oil-saturated thicknesses for selecting sections and drilling points for additional wells.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций. The method is carried out by the following sequence of operations.
1. Для построения карт начальных извлекаемых запасов предварительно строят следующие карты:
триангуляционной сети по скважинам рассматриваемого участка пласта;
областей Вороного;
удельных зон дренирования добывающих скважин;
начальных балансовых запасов нефти по зонам дренирования.1. To build maps of initial recoverable reserves, the following maps are preliminarily built:
a triangulation network for the wells of the considered section of the reservoir;
areas of Voronoi;
specific drainage zones of producing wells;
initial balance oil reserves in drainage zones.
Карты начальных извлекаемых запасов строят по зонам дренирования с использованием величины среднего проектного коэффициента нефтеизвлечения для данного участка залежи. Maps of initial recoverable reserves are constructed by drainage zones using the average projected oil recovery factor for a given area of the reservoir.
2. Строят карты активных (дренируемых) запасов нефти по добывающим скважинам с использованием характеристик вытеснения. 2. Build maps of active (drained) oil reserves of producing wells using the displacement characteristics.
3. Строят карты недренируемых запасов нефти, причем значения недренируемых запасов в каждой добывающей скважине определяются как разность между начальным извлекаемым запасом и активным (дренируемым) запасом по данной скважине. 3. Maps of non-drained oil reserves are built, and the values of non-drained reserves in each production well are determined as the difference between the initial recoverable reserves and the active (drained) reserves for this well.
4. Для построения карт текущих нефтенасыщенных толщин предварительно строят карту текущих балансовых запасов нефти по зонам дренирования скважин, причем значения текущих балансовых запасов по каждой скважине определяют как разность между начальными балансовыми запасами и накопленным отбором нефти по данной скважине. 4. To build maps of the current oil-saturated thicknesses, a map of the current balance oil reserves for the wells drainage zones is preliminarily constructed, and the values of the current balance reserves for each well are determined as the difference between the initial balance reserves and the accumulated oil production for this well.
Значения текущих нефтенасыщенных толщин по каждой скважине определяются делением величины текущих балансовых запасов на площадь зоны дренирования скважины, начальную нефтенасыщенную толщину, среднюю по зоне дренирования пористость и среднюю начальную нефтенасыщенность. Values of the current oil-saturated thicknesses for each well are determined by dividing the value of the current balance reserves by the area of the drainage zone of the well, the initial oil-saturated thickness, the average porosity in the drainage zone, and the average initial oil saturation.
5. Определяют предельную рентабельную толщину разбуривания залежи с использованием существующих экономических нормативов. 5. Determine the maximum cost-effective thickness for drilling a deposit using existing economic standards.
6. На картах текущих нефтенасыщенных толщин оконтуривают участки, ограничиваемые величиной толщины, не меньшей предельной рентабельной толщины разбуривания. На оконтуренных участках размещают уплотняющие скважины в зонах со значениями недренируемых запасов нефти, обеспечивающими рентабельность эксплуатации этих скважин. 6. On the maps of the current oil-saturated thicknesses outline the areas limited by the thickness not less than the maximum cost-effective drilling thickness. On the contoured sections, sealing wells are placed in zones with values of non-drained oil reserves, which ensure the profitability of the operation of these wells.
Пример. Рассматривается участок нефтяной залежи пласта БС6 Тепловского нефтяного месторождения, разрабатываемой по площадной обращенной 7-точечной системе заводнения.Example. The section of the oil reservoir of the BS 6 formation of the Teplovsky oil field, developed by the areal 7-point inverted waterflooding system, is considered.
Для рассматриваемого участка последовательно построены следующие карты:
триангуляционной сети (фиг. 1), полученная путем разбиения сетки скважин на треугольники методом триангуляции Делоне;
областей Вороного (фиг. 2), т.е. областей, точки которых наиболее близко расположены к данной скважине;
областей (удельных зон) дренирования добывающих скважин (фиг. 3), получаемые путем распределения областей Вороного для нагнетательных скважин по ближайшим добывающим скважинам;
начальных балансовых запасов нефти (тыс.т) по зонам дренирования добывающих скважин (фиг. 4), рассчитанных объемным методом по формуле
Qбал.нач= S•hн•m•sн•10-3•ρ/b,
где S площадь зоны дренирования, м2,
hн средняя по зоне дренирования начальная нефтенасыщенная толщина, м,
m средняя по зоне дренирования пористость, д. ед.The following maps were sequentially constructed for the considered site:
a triangulation network (Fig. 1) obtained by splitting a grid of wells into triangles using the Delaunay triangulation method;
Voronoi regions (Fig. 2), i.e. areas whose points are closest to the given well;
areas (specific zones) of drainage of producing wells (Fig. 3) obtained by distributing Voronoi regions for injection wells in the closest producing wells;
the initial balance of oil reserves (thousand tons) for zones of drainage of producing wells (Fig. 4), calculated by the volumetric method according to the formula
Q bal.nach = S • h n • m • s n • 10 -3 • ρ / b,
where S is the area of the drainage zone, m 2 ,
h n average drainage zone initial oil-saturated thickness, m,
m average porosity in the drainage zone, units
sн средняя начальная нефтенасыщенность нефтенасыщенных прослоев, д. ед.s n average initial oil saturation of oil-saturated interlayers, units
ρ плотность пластовой нефти, т/м3,
b объемный коэффициент пластовой нефти, д. ед.ρ density of reservoir oil, t / m 3 ,
b volumetric coefficient of reservoir oil, units
начальных извлекаемых запасов нефти (тыс.т) (фиг. 5), рассчитываемых из выражения
Qизвл. Qбал.нач•Kно,
где Kно средний проектный коэффициент нефтеотдачи для рассматриваемого участка залежи, равный 0,447;
активных (дренируемых) запасов нефти Qакт (тыс.т) (фиг. 6), рассчитываемых по каждой из добывающих скважин по характеристикам вытеснения;
недренируемых запасов нефти (тыс.т) (фиг. 7), определяемых из выражения
Qнедр Qизвл Qакт,
текущих балансовых запасов нефти (тыс.т) по зонам дренирования скважин (фиг. 8), которые рассчитываются по формуле
Qбал.тек= Qбал.нач-ΣQн,
где ΣQн накопленный отбор нефти по данной скважине, тыс.т;
текущих нефтенасыщенных толщин (м) (фиг. 9), определяемых из выражения
hн.тек= Qбал.тек•b/(S•m•sн•ρ).
На перечисленных картах обозначены номера скважин и величины параметров. На картах 4, 5, 6 и 8 увеличение степени затенения соответствует увеличению обозначаемого параметра. Существующие скважины обозначены затененными кружками (добывающие) и крестиками (нагнетательные).initial recoverable oil reserves (thousand tons) (Fig. 5) calculated from the expression
Q extracted Q ball start • K but ,
where K but the average design oil recovery coefficient for the considered reservoir area, equal to 0.447;
active (drained) oil reserves Q act (thousand tons) (Fig. 6), calculated for each of the producing wells according to the displacement characteristics;
non-drained oil reserves (thousand tons) (Fig. 7), determined from the expression
Q subsoil Q extracted Q act ,
current balance oil reserves (thousand tons) by well drainage zones (Fig. 8), which are calculated by the formula
Q bal.tec = Q bal.nach -ΣQ n ,
where ΣQ n accumulated oil production for this well, thousand tons;
current oil-saturated thickness (m) (Fig. 9), determined from the expression
h n.tek = Q bal.tek • b / (S • m • s n • ρ).
On these maps, well numbers and parameter values are indicated. On
На основании данных гидродинамических расчетов показателей разработки для характерного элемента системы разработки пласта БС6 при различных предельных толщинах разбуривания, с использованием принятых экономических нормативов, получено, что минимальная нефтенасыщенная толщина разбуривания данного участка залежи составляет 3,1 м.Based on the data of hydrodynamic calculations of the development indicators for a characteristic element of the BS 6 formation development system at various limiting drilling thicknesses, using accepted economic standards, it was found that the minimum oil-saturated drilling thickness of this section of the reservoir is 3.1 m.
С учетом полученной величины на карте текущих нефтенасыщенных толщин (фиг. 9) оконтурены зоны, где значения текущих нефтенасыщенных толщин превышают 3,1 м (эти зоны на картах 7 и 9 показаны штриховкой) (отрицательные значения толщин по некоторым из скважин говорят о том, что они дренировали запасы соседних скважин). Однако анализ карт недренируемых запасов нефти (фиг. 7) показал, что основная часть остаточных запасов нефти в этих зонах (с толщинами более 3,1 м) охвачена активной разработкой существующей сеткой скважин (наиболее активно вырабатывается центральная зона рассматриваемого участка) и бурение дополнительных скважин на этих участках не целесообразно (участки скважин 228, 240, 244б, 261 и др.). В то же время в пределах зон с повышенными текущими нефтенасыщенными толщинами выделяются недренируемые и слабодренируемые участки (фиг. 7) с высокими значениями неохваченных разработкой запасов (скв. 227, 229, 239, 257 и др.), которые можно вовлечь в активную разработку путем бурения дополнительных скважин. Taking into account the obtained value on the map of current oil-saturated thicknesses (Fig. 9), the zones where the values of current oil-saturated thicknesses exceed 3.1 m are outlined (these zones on maps 7 and 9 are shown by hatching) (negative thickness values for some of the wells indicate that they drained the reserves of neighboring wells). However, an analysis of the maps of non-drained oil reserves (Fig. 7) showed that the main part of the residual oil reserves in these zones (with thicknesses greater than 3.1 m) is covered by active development of the existing well network (the central zone of the considered area is most actively developed) and drilling of additional wells in these areas it is not advisable (sections of
Совместный анализ карт текущих нефтенасыщенных толщин (фиг. 9) и карт недренируемых запасов нефти (фиг. 7) позволил наметить для бурения 6 дополнительных скважин, которые показаны на фиг. 7 и 9 незатененными кружками с номерами 1-6. Среди них два дублера (скв. 1 и 6) ликвидированных скважин 227 и 257, не отобравших запасы из своих зон дренирования, и четыре скважины, размещенные на линиях стягивания запасов нефти. Величины извлекаемых запасов нефти, приходящихся на новые скважины, составляют по скважинам 1-6 соответственно 37,9; 34,5; 8,6; 13,7; 15,7; 29,4 тыс.т, причем по скважинам-дублерам значения извлекаемых запасов брались непосредственно по значениям недренируемых запасов ликвидированных скважин (фиг. 7), а по скважинам, размещенным на линиях стягивания как среднее значение недренируемых запасов по двум ближайшим добывающим скважинам, поскольку новая скважина будет дренировать только часть области дренажа близлежащих скважин (в среднем половину). Например, извлекаемые запасы по скважине 4 (13,7 тыс.т) определены как среднее между недренируемыми запасами по скважинам 246 (6,1 тыс.т) и 284 (21,3 тыс.т). A joint analysis of maps of current oil-saturated thicknesses (Fig. 9) and maps of non-drained oil reserves (Fig. 7) allowed us to outline 6 additional wells for drilling, which are shown in Figs. 7 and 9 are shaded circles with numbers 1-6. Among them are two understudies (
Для того чтобы пробуренная скважина была рентабельной, необходимо, чтобы извлекаемые запасы, приходящиеся на нее, превышали минимальную величину, достаточную для того, чтобы окупить затраты на ее бурение и эксплуатацию. Для условий пласта БС6 Тепловского месторождения минимальный рентабельный извлекаемый запас нефти на одну скважину составляет 25,6 тыс.т. Следовательно, бурение скважин 1, 2 и 6 будет экономически оправданным и они рекомендуются к бурению. Скважины 3, 4 и 5 бурить нецелесообразно.In order for the drilled well to be cost-effective, it is necessary that the recoverable reserves attributable to it exceed the minimum value sufficient to recoup the costs of its drilling and operation. For the conditions of the BS 6 formation of the Teplovskoye field, the minimum cost-effective recoverable oil reserve per well is 25.6 thousand tons. Therefore, the drilling of
Способ промышленно применим и рекомендован к внедрению проектом разработки Тепловского месторождения. The method is industrially applicable and recommended for implementation by the development project of the Teplovskoye field.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95112585/03A RU2087687C1 (en) | 1995-07-21 | 1995-07-21 | Method for development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95112585/03A RU2087687C1 (en) | 1995-07-21 | 1995-07-21 | Method for development of oil deposit |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU95112585A RU95112585A (en) | 1997-07-20 |
RU2087687C1 true RU2087687C1 (en) | 1997-08-20 |
Family
ID=20170323
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU95112585/03A RU2087687C1 (en) | 1995-07-21 | 1995-07-21 | Method for development of oil deposit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2087687C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104653175A (en) * | 2013-11-22 | 2015-05-27 | 中国石油化工股份有限公司 | Natural water-drive reservoir producing reserve calculating method |
RU2600811C2 (en) * | 2012-05-31 | 2016-10-27 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Systems and methods for optimal positioning of drilling pads |
RU2760112C1 (en) * | 2021-05-27 | 2021-11-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposits with low-permeability reservoirs |
RU2770929C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-04-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of a multi-layer oil field |
-
1995
- 1995-07-21 RU RU95112585/03A patent/RU2087687C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Бакиров И.М. и др. Обоснование сетки скважин при проектировании нефтяных месторождений. - Бугульма: Татнефть, ТатНИПИнефть, 1988, N 62, с. 49 - 52. 2. Рамазанов Р.Г. и др. Оценка влияния основных параметров системы разработки на нефтеотдачу. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений. - Бугульма: Татнефть, ТатНИПИнефть, 1988, N 62, с. 40 - 46. 3. Патент РФ N 1487546, кл. E 21 B 43/20, 1994. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2600811C2 (en) * | 2012-05-31 | 2016-10-27 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Systems and methods for optimal positioning of drilling pads |
CN104653175A (en) * | 2013-11-22 | 2015-05-27 | 中国石油化工股份有限公司 | Natural water-drive reservoir producing reserve calculating method |
RU2760112C1 (en) * | 2021-05-27 | 2021-11-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposits with low-permeability reservoirs |
RU2770929C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-04-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of a multi-layer oil field |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7289942B2 (en) | Performance prediction method for hydrocarbon recovery processes | |
RU2087687C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
CN105589987A (en) | Artificial gas cap and edge water two-way drive development reservoir screening and evaluating method for fault block oil reservoir | |
Rushton et al. | Groundwater model of conditions in Liverpool sandstone aquifer | |
RU2072033C1 (en) | Method for after-exploitation oil deposit | |
RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
CN112228055B (en) | Method and device for determining conversion time under two-three combined development mode | |
CN112282725B (en) | Staggered seam-laying design method for horizontal well | |
RU2105136C1 (en) | Method of determining location stagnant and low-drainable zones of oil deposits | |
RU2418155C1 (en) | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage | |
RU2085723C1 (en) | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs | |
RU2132939C1 (en) | Method of developing multiple-zone oil deposit | |
Stackel et al. | An Example Approach to Predictive Well Management in Reservoir Simulation | |
RU2175381C2 (en) | Method of oil field development | |
RU2298087C1 (en) | Method for development of oil deposits complicated with visean erosional downcuts | |
RU2154158C1 (en) | Method of development of hydrocarbon pools | |
RU2145665C1 (en) | Method of formation waters shutoff in oil wells | |
RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2144612C1 (en) | Method for development of water-floating oil deposit | |
RU2153575C1 (en) | Method of developing floating oil pool | |
RU2191892C2 (en) | Method of nonuniform oil deposit development | |
RU2695418C1 (en) | Method for development of non-uniform oil deposit | |
RU2148159C1 (en) | Method of developing deposits of combined occurrence of oil and hydromineral materials | |
RU2170343C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20051004 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060722 |