RU2105870C1 - Method for development of oil deposit - Google Patents
Method for development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2105870C1 RU2105870C1 RU97108758A RU97108758A RU2105870C1 RU 2105870 C1 RU2105870 C1 RU 2105870C1 RU 97108758 A RU97108758 A RU 97108758A RU 97108758 A RU97108758 A RU 97108758A RU 2105870 C1 RU2105870 C1 RU 2105870C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- development
- injection wells
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of an oil reservoir with a low permeability reservoir.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.A known method for the development of oil deposits, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells [1]
The known method does not allow to develop an oil reservoir with the achievement of high oil recovery.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин [2]
Известный способ позволяет увеличить добычу нефти, однако значительная часть запасов нефти остается в залежи.Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells and forced liquid selection into parts of producing wells [2]
The known method allows to increase oil production, however, a significant part of the oil reserves remains in the reservoir.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин, согласно изобретению, на участках разработки проводя чередующийся отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, осуществляя работу скважин соседних участков в противофазе, уменьшают размеры участков разработки размещением разрезающих рядов нагнетательных скважин, при этом осуществляют выход на форсированный режим ступенчатым увеличением дебита скважины. The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells and forced liquid withdrawal to parts of producing wells, according to the invention, alternating oil selection through production wells and injecting working agent is carried out at development sites through injection wells, carrying out the work of wells of neighboring sections in antiphase, reduce the size of the development sites by placing cutting rows of injection wells jin, while they enter the forced mode by a stepwise increase in the flow rate of the well.
Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Known methods for developing oil deposits make it possible to select the main oil reserves from the reservoir, however, some of the reserves remain in the reservoir, especially in reservoirs with low permeability reservoirs, which reduces the oil recovery of the reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается следующей совокупностью операций. The problem is solved by the following set of operations.
На залежи размещают скважины по рядной или блочно-замкнутой системе разработки и проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в периодическом режиме. То есть на участках разработки проводят чередование отбора нефти через добывающие скважины и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины. При отборе нефти через добывающие скважины останавливают работу нагнетательных скважин и наоборот, при закачке рабочего агента через нагнетательные скважины останавливают работу добывающих скважин. При этом работу скважин соседних участков осуществляют в противофазе. При повышении пластового давления за счет работы нагнетательных скважин на одном участке разработки снижают пластовое давление за счет работы добывающих скважин на соседнем участке. За счет этого в разработку подключаются низкопроницаемые зоны залежи. При отборе продукции интенсивно снижается пластовое давление в высокопроницаемой зоне, а в низкопроницаемой медленнее. Создается перепад давлений между зонами с различной проницаемостью, и возникает фильтрация нефти из низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны в высокопроницаемую зону и к добывающим скважинам. Уменьшают размеры участков разработки размещением разрезающих рядов нагнетательных скважин или отдельных скважин. При этом происходит смена направлений потоков пластовых флюидов и режимов изменения пластового давления, что ведет к дополнительной фильтрации нефти из низкопроницаемых зон. В одной, нескольких или всех добывающих скважинах участка разработки проводят форсированный отбор жидкостей. Вокруг такой скважины возникает зона форсированного отбора, что сопровождается значительным поступлением нефти из низкопроницаемых зон. Выведение скважины на режим форсированного отбора жидкостей осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины каждый раз ориентировочно на 30% по сравнению с предыдущим дебитом до достижения оптимального забойного давления. Wells are placed on the deposits in a row or block-closed development system and oil is sampled through production wells and the working agent is injected through injection wells in a batch mode. That is, at the development sites, the oil is alternated through production wells and the working agent is injected through injection wells. When oil is taken through production wells, the operation of injection wells is stopped, and vice versa, when the working agent is injected through injection wells, the operation of production wells is stopped. In this case, the work of wells in neighboring areas is carried out in antiphase. With an increase in reservoir pressure due to the operation of injection wells in one development area, reservoir pressure is reduced due to the operation of production wells in a neighboring area. Due to this, low-permeability zones of the reservoir are connected to the development. When selecting products, formation pressure in the highly permeable zone is intensively reduced, and slower in the low-permeability zone. A pressure differential is created between zones with different permeabilities, and oil is filtered from a low permeable oil saturated zone to a highly permeable zone and to production wells. Reduce the size of development sites by placing cutting rows of injection wells or individual wells. In this case, there is a change in the direction of flow of reservoir fluids and regimes of change in reservoir pressure, which leads to additional oil filtration from low-permeability zones. In one, several or all of the producing wells of the development site, forced fluid sampling is performed. Around such a well a forced selection zone arises, which is accompanied by a significant influx of oil from low-permeability zones. Bringing the well to the forced fluid withdrawal mode is carried out by a stepwise increase in the well production rate each time by approximately 30% compared with the previous production rate until the bottomhole pressure is reached.
При снижении забойного давления происходит пропорциональное увеличение дебита скважины до достижения оптимального забойного давления. После этого при дальнейшем снижении забойного давления происходит резкое замедление роста дебита, а затем и его снижение. Это эффект объясняется началом фильтрации газированной жидкости и закрытием пор пласта в призабойной зоне скважины. Ступенчатый вывод скважины на режим форсированного отбора позволяет постепенно сформировать в пласте форсированные потоки жидкостей без резких гидродинамических нагрузок на пласт, что способствует сохранению проницаемости пласта и повышению дебитов скважин. With a decrease in bottomhole pressure, a proportional increase in the flow rate of the well occurs until the optimum bottomhole pressure is reached. After this, with a further decrease in bottomhole pressure, a sharp deceleration of the flow rate growth occurs, and then its decrease. This effect is explained by the onset of soda fluid filtration and the closure of formation pores in the bottomhole zone of the well. The step-by-step conclusion of the well to the forced selection mode allows the formation of forced fluid flows without sharp hydrodynamic loads on the formation, which helps to maintain the permeability of the formation and increase the flow rate of the wells.
В качестве рабочего агента используют пресную воду, минерализованную воду с нижнего горизонта. Fresh water and mineralized water from the lower horizon are used as a working agent.
Совокупное использование изложенных действий позволяет повысить нефтеотдачу залежи. The combined use of the above actions improves the oil recovery of the reservoir.
Пример. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9% проницаемость 0,029 мкм2, нефтенасыщенность 61,1% абсолютная отметка водонефтяного контакта 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 25oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м3, вязкость 46 мПа•с, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м3/т, содержание серы 3,64%
На залежи размещают скважины по рядной системе заводнения с разрезающими рядами нагнетательных скважин. Срединные ряды добывающих скважин образуют зону стягивания. На участке разработки проводят отбор нефти через 90 добывающих скважины и закачку рабочего агента через 40 нагнетательных скважины в режиме: через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент в течение 15 сут, добывающие скважины останавливают на 15 сут. Затем в следующие 15 сут работу скважин меняют на противоположные. В качестве рабочего агента используют высокоминерализованную воду с нижнего горизонта плотностью 1180-1200 кг/м3. Скважины соседних участков работают в противофазе с работой участка разработки. В добывающей скважине в центре участка разработки проводят форсированный отбор жидкостей. Выведение скважины на режим форсированного отбора жидкостей осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины каждый раз ориентировочно на 30% по сравнению с предыдущим дебитом до достижения оптимального забойного давления, то есть дебита 20 м3/сут при забойном давлении 13 МПа до дебита 80 м3/сут при забойном давлении 8 МПа через ступенчатое увеличение дебита до 26, 35, 46, 60, 80 м3/сут. По мере обводнения добываемой продукции добывающие скважины в рядах, перпендикулярных рядам нагнетательных скважин, переводят в нагнетательные, образуя разрезающие ряды нагнетательных скважин.Example. An oil reservoir of the Romashkinskoye field is developed with the following characteristics: porosity 11.9% permeability 0.029 μm 2 , oil saturation 61.1% absolute mark of water-oil contact 870 m, average oil saturated thickness 4 m, initial reservoir pressure 11 MPa, reservoir temperature 25 o С, parameters formation oil: density 930 kg / m 3 , viscosity 46 MPa • s, saturation pressure 1.8 MPa, gas content 15.2 m 3 / t, sulfur content 3.64%
Wells are placed on the deposits in an in-line flooding system with cutting rows of injection wells. The middle rows of producing wells form a contraction zone. At the development site, oil is sampled through 90 production wells and the working agent is injected through 40 injection wells in the mode: the working agent is pumped through the injection wells for 15 days, production wells are stopped for 15 days. Then, in the next 15 days, the work of the wells is changed to the opposite. Highly saline water from the lower horizon with a density of 1180-1200 kg / m 3 is used as a working agent. Wells of neighboring sections work in antiphase with the work of the development section. In the production well in the center of the development area, forced liquid sampling is carried out. Bringing a well to the forced fluid withdrawal mode is carried out by incrementally increasing the well production rate by approximately 30% each time compared to the previous production rate until the bottomhole pressure is reached, i.e., a flow rate of 20 m 3 / day at a bottomhole pressure of 13 MPa to a flow rate of 80 m 3 / day at downhole pressure of 8 MPa through a stepwise increase in flow rate to 26, 35, 46, 60, 80 m 3 / day. As the production is flooded, production wells in rows perpendicular to the rows of injection wells are transferred to injection wells, forming cutting rows of injection wells.
В результате разработки нефтеотдача участка разработки повысилась на 6% и составила 57%
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.As a result of development, the oil recovery of the development site increased by 6% and amounted to 57%
The application of the proposed method will improve oil recovery of oil deposits with low permeability reservoirs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108758A RU2105870C1 (en) | 1997-05-29 | 1997-05-29 | Method for development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108758A RU2105870C1 (en) | 1997-05-29 | 1997-05-29 | Method for development of oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2105870C1 true RU2105870C1 (en) | 1998-02-27 |
| RU97108758A RU97108758A (en) | 1998-09-10 |
Family
ID=20193411
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97108758A RU2105870C1 (en) | 1997-05-29 | 1997-05-29 | Method for development of oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2105870C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2446276C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation |
| RU2447269C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation |
| RU2483201C1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method for increasing oil recovery of production wells |
-
1997
- 1997-05-29 RU RU97108758A patent/RU2105870C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, -М.: Недра, 1970, с.102 - 103. 2. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений, Казань, Мониторинг, 1996, с.245 - 253. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2446276C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation |
| RU2447269C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation |
| RU2483201C1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method for increasing oil recovery of production wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Holt et al. | Underground storage of CO2 in aquifers and oil reservoirs | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| US4364431A (en) | Method for recovering oil from an underground formation | |
| RU2326234C1 (en) | Oil recovery method | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| US4971150A (en) | Foam injection into a gravity override zone for improved hydrocarbon production | |
| RU2459070C1 (en) | Method for development of water-flooded oil formation at last stage | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2061178C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2087686C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2217582C1 (en) | Process of development of zonally-inhomogeneous oil field | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2108449C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2091569C1 (en) | Method of development of nonuniform oil pool | |
| RU2326235C1 (en) | Development process of petroleum deposit | |
| Kessel et al. | [15] 3 Economics of Polymer Flooding–A Sensitivity Study | |
| RU2119580C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2105871C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| GB2062063A (en) | Method for recovering oil from an underground formation | |
| RU2820950C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations |