RU2101477C1 - Method for development of multiple bed oil deposit - Google Patents
Method for development of multiple bed oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2101477C1 RU2101477C1 RU97108007A RU97108007A RU2101477C1 RU 2101477 C1 RU2101477 C1 RU 2101477C1 RU 97108007 A RU97108007 A RU 97108007A RU 97108007 A RU97108007 A RU 97108007A RU 2101477 C1 RU2101477 C1 RU 2101477C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- development
- mode
- reservoir
- working agent
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer oil reservoir.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.A known method for the development of oil deposits, including the selection of oil through production wells [1]
The known method does not allow to develop oil deposits with high oil recovery.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов [2]
Известный способ позволяет извлекать из нефтяной залежи основные запасы, однако в залежи остаются значительные невыработанные запасы.Closest to the invention in technical essence is a method of developing a multilayer oil reservoir, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells from the reservoirs [2]
The known method allows to extract the main reserves from the oil deposits, however, significant undeveloped reserves remain in the deposits.
В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных зон пластов. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery due to a more complete coverage of formations by impact, involvement in the development of previously inactive productive zones of formations.
Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов, согласно изобретению залежь разбивают на нижний, средний и верхний объекты разработки, средний объект разработки разрабатывают на естественном режиме до снижения пластового давления на 14-16% после чего его переводят с естественного режима разработки в режим заводнения с использованием в качестве рабочего агента попутно добываемой воды в режиме поддержания текущего пластового давления и отношения объемов закачки и отбора жидкости до 100% а верхний и нижний объекты разработки разрабатывают в режиме поддержания пластового давления до обводненности добываемой продукции 85-95% после чего в качестве рабочего агента используют попутно добываемую воду с уменьшением объемов закачки рабочего агента на 10-20%
При разработке многопластовой нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.The problem is solved in that in the method of developing a multilayer oil reservoir, which includes injecting a working reagent through injection wells and taking oil through production wells from the reservoirs, according to the invention, the reservoir is divided into lower, middle and upper development objects, the middle development object is developed in a natural mode until reduced reservoir pressure by 14-16%, after which it is transferred from the natural development mode to the waterflooding mode using associated produced water as a working agent In order to maintain the current reservoir pressure and the ratio of injection and withdrawal volumes to 100%, the upper and lower development facilities are developed in the mode of maintaining reservoir pressure to a water cut of produced products of 85-95%, after which the produced water is used as a working agent with a decrease in the volume of injected agent for 10-20%
During the development of a multilayer oil reservoir, part of the reservoir’s reserves remains unreached, as a result of which the oil recovery of the reservoir remains at a low level. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved by the following set of operations.
Многопластовую нефтяную залежь разбивают на объекты разработки по ярусам разработки. Каждый объект разрабатывают самостоятельной сеткой скважин. Средний объект разрабатывают на естественном режиме до снижения пластового давления на 14-16% по сравнению с начальным. За счет этого быстро окупаются затраты на обустройство месторождения, что позволяет переходить к разработке верхнего и нижнего объектов разработки в режиме заводнения. Первоначально заводнение верхнего и нижнего объектов разработки проводят пресной водой. Однако после обводнения добываемой продукции на 85-95% объем попутно добываемой с нефтью воды становится столь значительным, что позволяет перейти к использованию попутно добываемой воды в качестве рабочего агента во всех объектах разработки. Применение попутно добываемой воды повышает сродство рабочего агента пластовыми флюидами, а следовательно и нефтеотдачу залежи. Уменьшение объемов закачки попутно добываемой воды позволяет экономить энергоресурсы, в то же время такое уменьшение объемов закачки на 10-20% приводит к изменению режима заводнения. Одновременный переход к разработке среднего объекта разработки к режиму поддержания установившегося пластового давления способствует более полной выработке запасов нефти, чему также способствует и принимаемое отношение объемов закачки и отбора жидкости до 100% по среднему объекту разработки. A multilayer oil reservoir is divided into development objects by development tiers. Each object is developed by an independent grid of wells. The middle object is developed in natural mode until the reservoir pressure is reduced by 14-16% compared to the initial one. Due to this, the cost of developing the field quickly pays for itself, which allows us to proceed to the development of the upper and lower development objects in the waterflood mode. Initially, flooding of the upper and lower development sites is carried out with fresh water. However, after watering the produced products by 85-95%, the volume of water produced in conjunction with oil becomes so significant that it allows us to switch to the use of produced water as a working agent in all development facilities. The use of produced water increases the affinity of the working agent with reservoir fluids and, consequently, the oil recovery of the reservoir. A decrease in injection volumes of produced water allows saving energy resources, while at the same time, such a decrease in injection volumes by 10-20% leads to a change in the waterflood regime. The simultaneous transition to the development of an average development object to the regime of maintaining steady reservoir pressure contributes to a more complete development of oil reserves, which is also facilitated by the accepted ratio of injection and withdrawal volumes to 100% for the average development object.
Попутно добываемая вода имеет меняющийся состав от скважины к скважине, от пласта к пласту, от сроков разработки залежи. В качестве примера состава попутно добываемой воды можно привести следующий состав: плотность 1,176 г/см3, минерализация 437,3 г/л, содержание ионов, г/л: Сl 149,94, НСО3 0,05, Са 18,4, Мg 6,08, Na+K 68,04.Along the way, the produced water has a changing composition from well to well, from formation to formation, from the timing of the development of the reservoir. As an example of the composition of produced water, the following composition can be given: density 1.176 g / cm 3 , mineralization 437.3 g / l, ion content, g / l: Cl 149.94, HCO 3 0.05, Ca 18.4, Mg 6.08, Na + K 68.04.
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Южно-Киенгопского месторождения. Залежь многопластовая, на залежи выделяют четыре яруса: башкирский, тульский, бобриковский, турнейский. В соответствии с этими ярусами характеристики залежи следующие: глубина залежи 1250, 1525, 1530, 1537 м, тип коллектора карбонатный, кварцевый песчаник и алевролит, карбонатный, пористость 17,19,19,11% проницаемость 130,800,800, 100 мД,средняя нефтенасыщенная толщина 16,2, 4,3, 9,8, 17,6 м площадь нефтеносности 538,6, 184,5, 479,8, 172,6 га, начальная отметка водонефтяного контакта -1059, -1276, -1343, -1349 м, начальное пластовое давление 13, 15,9, 15,9, 15,9 МПа, температура пласта 31, 34,5, 34,5, 35oС, тип залежи: массивно-слоистый, пластово-сводовый, пластово-сводовый, пластовый, вязкость нефти в пластовых условиях 3,46, 2,44, 2,14, 1,77 Па, плотность нефти в поверхностных условиях 0,863, 0,835, 0,835, 0,839 г/см3, давление насыщения 9,67, 8,0, 10,47, 11,3 МПа, газовый фактор 16,7, 10, 10, 33 м3/т, содержание серы 1,95, 1,5, 1,5, 1,5% содержание парафинов 3,9, 3,6, 3,2, 3,3% содержание смол 7,55, 8,3, 8,0, 6,4%
Тульский и бобриковский ярусы выделяют в отдельный средний объект разработки. Башкирский ярус выделяют в верхний объект разработки, Турнейский ярус выделяют в нижний объект разработки.Example 1. Develop the oil reservoir of the South Kiengop field. The deposit is multilayer, four layers are distinguished into the deposits: Bashkir, Tula, Bobrikov, Tournaisian. In accordance with these tiers, the characteristics of the deposit are as follows: the depth of the deposit is 1250, 1525, 1530, 1537 m, the type of reservoir is carbonate, quartz sandstone and siltstone, carbonate, porosity 17.19.19, 11.11% permeability 130.800.800, 100 mD, average oil saturated thickness 16 , 2, 4.3, 9.8, 17.6 m oil area 538.6, 184.5, 479.8, 172.6 ha, initial oil-water contact mark -1059, -1276, -1343, -1349 m , initial reservoir pressure 13, 15.9, 15.9, 15.9 MPa, reservoir temperature 31, 34.5, 34.5, 35 o C, type of deposit: massive-layered, reservoir-vault, reservoir-vault, reservoir, oil viscosity in reservoir conditions of 3.46, 2.44, 2.14, 1.77 Pa, the density of the oil under surface conditions 0.863, 0.835, 0.835, 0.839 g / cm 3, the saturation pressure of 9.67, 8.0, 10.47, 11 , 3 MPa, gas factor 16.7, 10, 10, 33 m 3 / t, sulfur content 1.95, 1.5, 1.5, 1.5% paraffin content 3.9, 3.6, 3, 2, 3.3% resin content 7.55, 8.3, 8.0, 6.4%
The Tula and Bobrikov tiers are distinguished as a separate middle development object. The Bashkirian tier is allocated to the upper development object, the Tournaisian tier is allocated to the lower development object.
Верхний и нижний объекты разработки разрабатывают, закачивая пресную воду в приконтурные зоны через 5 нагнетательных скважин на верхнем объекте и через 1 нагнетательную скважину на нижнем объекте разработки. Отбор нефти ведут через 12 добывающих скважин на верхнем объекте, 13 добывающих скважин на среднем объекте и 5 добывающих скважин на нижнем объекте разработки. The upper and lower development objects are developed by pumping fresh water into the marginal zones through 5 injection wells at the upper object and through 1 injection well at the lower development object. Oil is sampled through 12 production wells at the upper facility, 13 production wells at the middle facility and 5 production wells at the lower development facility.
Залежь разрабатывают до снижения пластового давления на среднем объекте разработки с 15,9 до 13,7-13,4 МПа и до обводненности добываемой продукции на верхнем и нижнем объектах разработки 85-95% После этого в качестве рабочего агента используют попутно добываемую воду при сохранении режима поддержания пластового давления на верхнем и нижнем объектах разработки и с уменьшением объемов закачки рабочего агента с 0,65 до 0,50 млн.т в год, а на среднем объекте разработки переходят с естественного режима к режиму поддержания текущего пластового давления заводнением и нагнетанием попутно добываемой воды через 2 нагнетательные скважины и установлением годовых объемов закачки 0,25 млн.т и годовых объемов отбора жидкости 035 млн.т. The deposit is developed until the reservoir pressure is reduced at the average development site from 15.9 to 13.7-13.4 MPa and until the water content of the produced products at the upper and lower development sites is 85-95%. After that, produced water is used as a working agent while maintaining the regime of maintaining reservoir pressure at the upper and lower development sites and with a decrease in the volume of injection of the working agent from 0.65 to 0.50 million tons per year, and at the average development site they switch from the natural mode to the regime of maintaining the current reservoir pressure Floods and injecting produced water at 2 injection wells and establishing annual injection volumes of 0.25 million tonnes per annum and the liquid volume selection 035 mln.t.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 3-4% The application of the proposed method will increase oil recovery by 3-4%
Claims (1)
95% после чего в качестве рабочего агента используют попутно добываемую воду с уменьшением объемов закачки рабочего агента на 10 20%A method for developing a multilayer oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells and taking oil through production wells from the reservoirs, characterized in that the reservoir is divided into lower, middle and upper development objects, the middle development object is developed in natural mode until the reservoir pressure is reduced by 14 16% after which it is transferred from the natural development mode to the waterflooding mode using the produced water as a working agent in the current reservoir maintenance mode pressure and the ratio of injection and withdrawal volumes up to 100%, and the upper and lower development facilities are developed in the mode of maintaining reservoir pressure to the water content of the produced products 85
95% after which the produced water is used as a working agent with a decrease in the volume of injection of the working agent by 10 20%
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108007A RU2101477C1 (en) | 1997-05-16 | 1997-05-16 | Method for development of multiple bed oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108007A RU2101477C1 (en) | 1997-05-16 | 1997-05-16 | Method for development of multiple bed oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2101477C1 true RU2101477C1 (en) | 1998-01-10 |
| RU97108007A RU97108007A (en) | 1998-05-27 |
Family
ID=20193005
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97108007A RU2101477C1 (en) | 1997-05-16 | 1997-05-16 | Method for development of multiple bed oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2101477C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
-
1997
- 1997-05-16 RU RU97108007A patent/RU2101477C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Желтов Ю.П. и др. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986, с.95. 2. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1970, с.307-309. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Holm | Foam injection test in the Siggins field, Illinois | |
| US4605066A (en) | Oil recovery method employing carbon dioxide flooding with improved sweep efficiency | |
| US3599717A (en) | Alternate flood process for recovering petroleum | |
| CN109233768A (en) | A kind of shutoff method of untraditional reservoir oil well | |
| Kantar et al. | Design concepts of a heavy-oil recovery process by an immiscible CO2 application | |
| Matthews et al. | Feasibility studies of waterflooding gas-condensate reservoirs | |
| RU2326234C1 (en) | Oil recovery method | |
| US3251412A (en) | Method of oil recovery | |
| Castanier | Steam with additives: field projects of the eighties | |
| US3118499A (en) | Secondary recovery procedure | |
| Cullick et al. | WAG may improve gas-condensate recovery | |
| Pursley et al. | Borregos field surfactant pilot test | |
| RU2101477C1 (en) | Method for development of multiple bed oil deposit | |
| US4706750A (en) | Method of improving CO2 foam enhanced oil recovery process | |
| US4676314A (en) | Method of recovering oil | |
| MacAllister | Evaluation of CO2 Flood Performance: North Coles Levee CO2 Pilot, Kern County, California | |
| Gogarty et al. | Field experience with the Maraflood process | |
| US2828819A (en) | Oil production method | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| Beveridge et al. | A study of the sensitivity of oil recovery to production rate | |
| Brummert et al. | Rock Creek Oil Field CO2, Pilot Tests, Roane County, West Virginia | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2204700C1 (en) | Method of oil production | |
| RU2817834C1 (en) | Method of increasing oil recovery in areas of non-stationary water flooding |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080517 |