RU2103487C1 - Method for development of tectonically screened oil-gas deposit - Google Patents
Method for development of tectonically screened oil-gas deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2103487C1 RU2103487C1 RU96113360A RU96113360A RU2103487C1 RU 2103487 C1 RU2103487 C1 RU 2103487C1 RU 96113360 A RU96113360 A RU 96113360A RU 96113360 A RU96113360 A RU 96113360A RU 2103487 C1 RU2103487 C1 RU 2103487C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- reservoir
- fluid
- development
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтегазовой залежи и может найти применение в нефтедобывающей промышленности при разработке тектонически экранированной на отдельные блоки залежи нефти при отсутствии гидродинамической связи между скважинами. The invention relates to the development of oil and gas deposits and can find application in the oil industry in the development of tectonically shielded into separate blocks of oil deposits in the absence of hydrodynamic communication between wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи системой добывающих и нагнетательных скважин, с помощью которых осуществляется добыча нефти фонтанным способом при поддержании пластового давления путем закачки жидкого и газообразного агента в пласт с помощью нагнетательных скважин [1]. There is a method of developing an oil reservoir by a system of producing and injection wells, with the help of which oil is produced in a fountain way while maintaining reservoir pressure by injecting a liquid and gaseous agent into the formation using injection wells [1].
К недостаткам данного способа относится необходимость поддержания пластового давления путем закачки больших объемов воды и обязательного наличия гидродинамической связи между скважинами. The disadvantages of this method include the need to maintain reservoir pressure by injecting large volumes of water and the mandatory presence of hydrodynamic communication between wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи с применением заводнения путем циклической избирательной закачки воды в пласт через систему нагнетательных скважин и отбора пластового флюида добывающими скважинами фонтанным способом. Избирательная закачка воды осуществляется циклически в зависимости от коллекторских свойств пласта [2]. A known method of developing an oil reservoir using water flooding by cyclic selective injection of water into the formation through a system of injection wells and selection of formation fluid by producing wells in a fountain way. Selective water injection is carried out cyclically depending on the reservoir properties of the formation [2].
Способ предусматривает добычу нефти и газа из неоднородных по проницаемости коллекторов при наличии гидродинамической связи между всеми скважинами и при наличии фильтрации вытесняемого флюида и нагнетаемой воды в пласте. The method involves the production of oil and gas from reservoirs of heterogeneous permeability in the presence of a hydrodynamic connection between all wells and in the presence of filtration of displaced fluid and injected water in the reservoir.
Известен способ разработки нефтяных месторождений [3], состоящий в нагнетании газа с максимальных расходом в скважину и добычи нефти из этой же скважины, при этом газ нагнетается через верхние перфорационные отверстия скважины в объемах, эквивалентных объемам добываемой нефти через нижние перфорационные отверстия той же скважины. Принцип добычи основан на использовании гравитационных сил, которые заставляют мигрировать газ и нефть вверх и вниз по наклонному пласту к горизонтальной плоскости. There is a method of developing oil fields [3], which consists in injecting gas with a maximum flow rate into the well and extracting oil from the same well, the gas being pumped through the upper perforation holes of the well in volumes equivalent to the volumes of oil produced through the lower perforations of the same well. The principle of production is based on the use of gravitational forces, which make gas and oil migrate up and down the inclined formation to the horizontal plane.
Недостатками данного способа являются применение дорогостоящего компрессорного оборудования для нагнетания газа с максимальными расходами, а при наличии горизонтально расположенного продуктивного пласта способ извлечения нефти будет не эффективным. The disadvantages of this method are the use of expensive compressor equipment for pumping gas at maximum costs, and in the presence of a horizontally located reservoir, the method of extracting oil will not be effective.
Наиболее близким к изобретению является способ разработки нефтяных залежей, основанный на гравитационной добычи вязкой нефти через одиночную горизонтальную скважину, используя пар и растворимый газ [4]. Closest to the invention is a method of developing oil deposits, based on gravity production of viscous oil through a single horizontal well, using steam and soluble gas [4].
Добычу высоковязкой нефти осуществляют путем нагнетания пара и газа-растворителя в пласт через верхние перфорационные отверстия горизонтальной части ствола скважины. Происходит разогрев высоковязкой нефти и насыщение ее газом. Разогретая газонасыщенная нефть под давлением сил гравитации опускается в низ пласта, собираясь вокруг горизонтального ствола скважины, и затем проникает в скважину через нижний дренажный канал колонны обсадных труб, из которых под действием давления в пласте, создаваемого при наличии рабочего агента, нефть извлекается на дневную поверхность. High-viscosity oil is produced by injecting steam and solvent gas into the formation through the upper perforations of the horizontal part of the wellbore. High-viscosity oil is heated up and saturated with gas. Heated gas-saturated oil under the pressure of gravity falls to the bottom of the formation, collecting around the horizontal wellbore, and then penetrates into the well through the lower drainage channel of the casing string, from which, under the influence of pressure in the formation created with a working agent, oil is extracted to the day surface .
Недостатками данного способа разработки залежей, содержащих высоковязкие нефти, являются применение дорогостоящего подземного и наземного оборудования, включая необходимость бурения горизонтальных скважин; пласт должен залегать на небольшой глубине и должен обладать высокой пористостью и проницаемостью. The disadvantages of this method of developing deposits containing highly viscous oil are the use of expensive underground and ground equipment, including the need to drill horizontal wells; the layer must lie at a shallow depth and must have high porosity and permeability.
Цель предлагаемого изобретения - разработка нефтегазовых залежей, имеющих неоднородные гидродинамически изолированные на отдельны блоки коллектора при отсутствии контура питания. The purpose of the invention is the development of oil and gas deposits having heterogeneous hydrodynamically isolated on separate collector blocks in the absence of a supply circuit.
Для этого осуществляют циклическое нагнетание жидкости в добывающие скважины. Жидкость нагнетают повышенной плотности по сравнению с плотностью пластового флюида для вытеснения последнего из неоднородного коллектора вплоть до давления гидроразрыва пород. После периода гравитационного и капиллярного замещения отбирают из тех же скважин со снижением давления на забое скважин до минимально возможного. Время окончания период гравитационного и капиллярного замещения определяют по установившемуся давлению на устье скважины или уровню нефти в затрубном пространстве. В качестве жидкости применяют любую жидкость, имеющую более высокую плотность по сравнению с плотностью пластового флюида и не смешивающуюся с ним. В качестве такой жидкости могут быть вода, рассол и т.п. For this, cyclic injection of fluid into production wells is carried out. The fluid is injected with a higher density compared to the density of the reservoir fluid to displace the latter from the heterogeneous reservoir up to the fracturing pressure of the rocks. After a period of gravity and capillary replacement, they are taken from the same wells with a decrease in pressure at the bottom of the wells to the minimum possible. The end time is the period of gravity and capillary replacement is determined by the steady-state pressure at the wellhead or the oil level in the annulus. The fluid used is any fluid having a higher density compared to the density of the reservoir fluid and not miscible with it. As such a liquid may be water, brine, etc.
Способ осуществляется при помощи следующих действий:
определяют фонд скважин на месторождении с отсутствием гидродинамических связей;
нагнетают жидкость повышенной плотности по сравнению с плотностью пластового флюида;
закрывают скважину на время гравитационного и капиллярного замещения;
открывают скважину для добычи нефти после окончания процесса замещения;
снова нагнетают в пласт жидкость вплоть до давления гидроразрыва пород;
закрывают скважину на время гравитационного и капиллярного замещения, после чего вновь отбирают нефть до тех пор, пока давление не снизится до минимального.The method is carried out using the following steps:
determine the well stock in the field with no hydrodynamic connections;
pump fluid of increased density compared with the density of the reservoir fluid;
close the well for the time of gravitational and capillary replacement;
open a well for oil after completion of the replacement process;
fluid is again injected into the formation up to the fracturing pressure of the rocks;
close the well for the time of gravity and capillary replacement, after which the oil is again taken until the pressure drops to a minimum.
Дальнейшее извлечение нефти из пласта повторяют в той же последовательности. Further oil recovery from the formation is repeated in the same sequence.
Пример конкретного выполнения. Пермотриасовые и филипповские нефтяные отложения на Астраханском газоконденсатном месторождении, залегающие над башкирской газоконденсатной залежью, осложнены тектоническими нарушениями. По этой причине они обладают трещиноватостью и экранированы по отдельным блокам. Исследования, проведенные на скважинах пермотриасовых и филипповских отложений, показали полное отсутствие гидродинамической связи между ними. Начальные кратковременные дебиты по скважинам 59, 313, 431, 929 и др. составляли от 150 до 300 м3/сут. Скважины работали от нескольких недель до 2 - 3 мес, после чего отбор нефти фонтанным способом прекратился.An example of a specific implementation. Permo-Triassic and Filipov oil deposits in the Astrakhan gas condensate field, which lie above the Bashkir gas condensate deposit, are complicated by tectonic disturbances. For this reason, they are fractured and shielded in separate blocks. Studies conducted in the wells of Permo-Triassic and Filipov deposits showed a complete absence of hydrodynamic connection between them. The initial short-term flow rates for
Проведенные исследования на скважине 59 при добыче нефти из пермотриасовых отложений показали, что гидропроводность пласта снижается, что свидетельствует о смыкании трещин в призабойной зоне пласта. С этого момента скважина перестала фонтанировать нефтью, продолжая работать газом со снижающимся расходом. Величина открытой пористости пласта, по данным исследований кернов пермотриасовых и филипповских отложений, находится в пределах 0,04 - 0,06. Проницаемость матрицы коллектора составляет порядка 0,001 мкм2. Скважины, вскрывшие филипповский горизонт и отстоящие друг от друга на расстоянии 300 м, показали полное отсутствие гидродинамической связи между ними. После прекращения фонтанирования скважины пластовое давление практически не восстановилось. Все это свидетельствовало об экранированности на отдельные блоки пласта и не позволило использовать известные способы разработки залежей нефти и газа.The studies at well 59 during oil production from the Permian-Tatian deposits showed that the hydraulic conductivity of the formation is reduced, which indicates the closure of cracks in the bottom-hole zone of the formation. From that moment, the well stopped gushing with oil, continuing to work with gas at a decreasing flow rate. The value of the open porosity of the reservoir, according to studies of core samples of Permo-Triassic and Filipov deposits, is in the range of 0.04 - 0.06. The permeability of the collector matrix is of the order of 0.001 μm 2 . Wells that opened the Philippov horizon and separated from each other at a distance of 300 m showed a complete lack of hydrodynamic connection between them. After stopping the flowing of the well, the reservoir pressure practically did not recover. All this testified to shielding to individual blocks of the reservoir and did not allow the use of known methods for developing oil and gas deposits.
В этих условиях осуществили пробную эксплуатацию залежи путем гравитационного и капиллярного замещения в пластовых условиях нефти и газа жидкостью большей плотностью по сравнению с плотностью пластового флюида. В качестве жидкости замещения на скважине 929 применяли артезианскую воду плотностью 1020 кг/м3, а на скважине 313 - рассол плотностью 1200 кг/м3. Объемы закачиваемой жидкости изменяли в широких пределах от 20 до 600 м3. После каждой закачки воды или рассола скважину оставляли в покое на время процесса замещения.Under these conditions, a test operation of the reservoir was carried out by gravitational and capillary replacement of reservoir oil and gas with a liquid with a higher density compared to the density of the reservoir fluid. Artesian water with a density of 1020 kg / m 3 was used as a substitution fluid in
После проведения опытных закачек воды и отбора нефти по этим же скважинам было определено оптимальное время замещения, которое составило 10 сут. After conducting pilot water injections and oil extraction from the same wells, the optimal replacement time was determined, which amounted to 10 days.
Данные по закачке воды и по добыче нефти из филипповского горизонта, полученные по двум скважинам, приведены в таблице. Data on water injection and oil production from the Philippov horizon obtained from two wells are shown in the table.
Фактический экономический эффект по скважине 313 на 01.01.96 г. составил 130 тыс. руб. на 1 т. добытой нефти. Actual economic effect on well 313 as of 01.01.96 amounted to 130 thousand rubles. per 1 t. of extracted oil.
Таким образом, предлагаемая модель гравитационного и капиллярного замещения осуществить процесс разработки залежей, которые невозможно вести известными способами. Thus, the proposed model of gravitational and capillary replacement to carry out the process of developing deposits that cannot be carried out by known methods.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96113360A RU2103487C1 (en) | 1996-07-05 | 1996-07-05 | Method for development of tectonically screened oil-gas deposit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96113360A RU2103487C1 (en) | 1996-07-05 | 1996-07-05 | Method for development of tectonically screened oil-gas deposit |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU96113360A RU96113360A (en) | 1998-01-27 |
RU2103487C1 true RU2103487C1 (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20182695
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96113360A RU2103487C1 (en) | 1996-07-05 | 1996-07-05 | Method for development of tectonically screened oil-gas deposit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2103487C1 (en) |
-
1996
- 1996-07-05 RU RU96113360A patent/RU2103487C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1977. 2. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения пластов. - М.: Недра, 1985, с.97 - 104. 3. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4787452A (en) | Disposal of produced formation fines during oil recovery | |
US5339904A (en) | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections | |
US3878884A (en) | Formation fracturing method | |
US3653438A (en) | Method for recovery of petroleum deposits | |
CA1264147A (en) | Heavy oil recovery process using intermittent steamflooding | |
US7419223B2 (en) | System and method for enhancing permeability of a subterranean zone at a horizontal well bore | |
RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
US4408665A (en) | In situ recovery of oil and gas from water-flooded oil shale formations | |
CA2025996C (en) | Borehole mining process for recovery of petroleum from unconsolidated heavy oil formations | |
RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
RU2117764C1 (en) | Method for degassing of coal seams | |
US5123488A (en) | Method for improved displacement efficiency in horizontal wells during enhanced oil recovery | |
CA2108723A1 (en) | In-situ bitumen recovery from oil sands | |
RU2394981C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
RU2103487C1 (en) | Method for development of tectonically screened oil-gas deposit | |
RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
RU2154156C2 (en) | Method of oil-gas pool development | |
RU2823943C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
US4239287A (en) | Solution mining potassium chloride from heated subterranean cavities | |
SU1145160A1 (en) | Method of degassing top-worked wide seam | |
RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
RU2139417C1 (en) | Oil production method | |
RU2803344C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits |