RU2107155C1 - Способ разработки нефтяных месторождений - Google Patents
Способ разработки нефтяных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2107155C1 RU2107155C1 RU93031959A RU93031959A RU2107155C1 RU 2107155 C1 RU2107155 C1 RU 2107155C1 RU 93031959 A RU93031959 A RU 93031959A RU 93031959 A RU93031959 A RU 93031959A RU 2107155 C1 RU2107155 C1 RU 2107155C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- oil
- selection
- reservoir
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. На первоначальном этапе разработки нефтяного месторождения осуществляют разбуривание как добывающих, так и нагнетательных скважин. По мере готовности нагнетательных скважин в них производят закачку рабочего агента таким образом, чтобы давление на забоях нагнетательных скважин не превышало давления гидроразрыва нефтяного пласта. При этом консервируют добывающие скважины и отбора продукции не производят. Закачку рабочего агента осуществляют до тех пор, пока давление в пласте не достигнет определенной величины Р. Величина Р определяется исходя из коллекторских свойств пласта и вязкости пластовой нефти, зная общий суточный дебит по месторождению. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтяной промышленности.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, имеющих начальные пластовые условия, близкие к состоянию насыщения [1]. Примером такого рода месторождений является Талинское нефтяное месторождение в Западной Сибири. При существующем подходе к разработке такого рода месторождений велика опасность перехода на режим растворенного газа на первоначальном этапе и потери значительной части извлекаемых запасов.
Известен также способ разработки нефтяных месторождений, позволяющий избежать перехода на режим растворенного газа [2]. Одним из путей является ограничение дебата эксплуатационных скважин наряду со строгим поддержанием пластового давления. Однако в этом случае крупное нефтяное месторождение будет разрабатываться в течение очень длительного времени с ежегодным извлечением лишь незначительной доли извлекаемых запасов.
Предложенный способ имеет иной принцип. В соответствии с этим способом на первоначальном этапе осуществляют разбуривание как добывающих, так и нагнетательных скважин. По мере готовности нагнетательных скважин в них производят закачку рабочего агента таким образом, чтобы давление на забоях нагнетательных скважин не превышало давления гидроразрыва нефтяного пласта. При этом консервируют добывающие скважины и отбора продукции не производят. Закачку рабочего агента осуществляют до тех пор, пока давление в пласте не достигнет определенной величины P. Величина P определяется исходя из следующих соображений. Зная коэффициент продуктивности пласта Kпр, пропорциональный проницаемости k и мощности пласта h и обратно пропорциональный вязкости пластовой нефти μ, задают исходя из технико-экономических требований общий суточный дебит по месторождению Q и рассчитывают величину P следующим образом:
P = Ps + Q / Kпр,
где
Ps - давление насыщения.
P = Ps + Q / Kпр,
где
Ps - давление насыщения.
Для улучшения фильтрационных характеристик нефтяного пласта возможно применение направленного гидроразрыва в призабойных зонах нагнетательных скважинах до начала закачки рабочего агента.
На чертеже представлена динамика добычи нефти при использовании различных принципов разработки месторождения.
Пример. Имеется нефтяное месторождение с начальными параметрами состояния пласта
tпл. - пластовая температура, 30oC;
Pпл - пластовое давление, 22 МПа;
Ps - давление насыщения, 18 МПа;
k - проницаемость, 15•10-15 м2;
h - средняя мощность пласта, 1 м;
μ - динамическая вязкость пластовой нефти, 7 МПа•с;
ΣQ - извлекаемые запасы нефти, 100 млн.т.
tпл. - пластовая температура, 30oC;
Pпл - пластовое давление, 22 МПа;
Ps - давление насыщения, 18 МПа;
k - проницаемость, 15•10-15 м2;
h - средняя мощность пласта, 1 м;
μ - динамическая вязкость пластовой нефти, 7 МПа•с;
ΣQ - извлекаемые запасы нефти, 100 млн.т.
Для разработки месторождения предлагается применять законтурное заводнение, срок эксплуатации установлен равным 20 годам с ежегодной добычей 5% извлекаемых запасов.
При ограничении дебитов добывающих скважин с поддерживанием пластового давления общее количество извлеченной нефти за 20 лет составит около 20 млн. т, т.е. 20% от извлекаемых запасов (кривая 1 на чертеже).
При форсированном отборе с последующим переходом на режим растворенного газа общее количество извлеченной нефти за 20 лет составит около 45 млн. т /45% от извлекаемых запасов/, причем добыча будет идти неравномерно (наибольшее количество добываемой нефти придется на первые 6-7 лет), что создаст дополнительные трудности при сборе и промысловой подготовке добываемой продукции (кривая 2 на чертеже).
При использовании предлагаемого способа распределение добычи нефти по годам показано на кривой 3 чертежа. В этом случае за 20 лет будет добыто около 90 млн. т нефти, что составит 90% от извлекаемых запасов.
Claims (2)
1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин с поддержанием баланса закачки и отбора, отличающийся тем, что закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в условиях консервирования добывающих скважин и отсутствия отбора продукции до момента, пока давление в пласте не достигнет величины, определяемой согласно выражению
P = PS + Q / Кп р,
где Р - требуемое пластовое давление, Па;
PS - давление насыщения, Па;
Q - заданный темп отбора продукции, м3/с;
Кп р - коэффициент продуктивности, м5/н•с,
Kпр= 2•π•K•h/μ•ln(Rк/rпр),
где К - проницаемость призабойной зоны скважины, м2;
h - средняя мощность пласта, м;
μ - динамическая вязкость пластовой нефти, Па • с;
Rк - радиус контура питания, м;
rп р - приведенный радиус скважины, м,
после чего начинают отбор продукции из добывающих скважин с поддержанием депрессии, обеспечивающей заданный отбор продукции.
P = PS + Q / Кп р,
где Р - требуемое пластовое давление, Па;
PS - давление насыщения, Па;
Q - заданный темп отбора продукции, м3/с;
Кп р - коэффициент продуктивности, м5/н•с,
Kпр= 2•π•K•h/μ•ln(Rк/rпр),
где К - проницаемость призабойной зоны скважины, м2;
h - средняя мощность пласта, м;
μ - динамическая вязкость пластовой нефти, Па • с;
Rк - радиус контура питания, м;
rп р - приведенный радиус скважины, м,
после чего начинают отбор продукции из добывающих скважин с поддержанием депрессии, обеспечивающей заданный отбор продукции.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до закачки рабочего агента и отбора продукции осуществляют гидроразрыв нефтенасыщенного коллектора в заданном направлении.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93031959A RU2107155C1 (ru) | 1993-06-16 | 1993-06-16 | Способ разработки нефтяных месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93031959A RU2107155C1 (ru) | 1993-06-16 | 1993-06-16 | Способ разработки нефтяных месторождений |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU93031959A RU93031959A (ru) | 1995-10-10 |
RU2107155C1 true RU2107155C1 (ru) | 1998-03-20 |
Family
ID=20143522
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93031959A RU2107155C1 (ru) | 1993-06-16 | 1993-06-16 | Способ разработки нефтяных месторождений |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2107155C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2541961C1 (ru) * | 2014-01-09 | 2015-02-20 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ТИНГ) | Способ повышения подвижности нефти за счет восстановления пластового давления и обратного растворения газа в нефти |
RU2658422C1 (ru) * | 2017-06-06 | 2018-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Конкорд" | Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций |
CN112761582A (zh) * | 2021-02-05 | 2021-05-07 | 西南石油大学 | 一种缝洞型油藏储层参数计算方法 |
-
1993
- 1993-06-16 RU RU93031959A patent/RU2107155C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Жеотов Ю.И., Разработка нефтяных месторождений, М.: Недра, 1986, с. 332. 2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки, - М.: Недра, 1983, с. 463. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2541961C1 (ru) * | 2014-01-09 | 2015-02-20 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ТИНГ) | Способ повышения подвижности нефти за счет восстановления пластового давления и обратного растворения газа в нефти |
RU2658422C1 (ru) * | 2017-06-06 | 2018-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Конкорд" | Способ назначения нагнетательных и добывающих скважин и изменения их интервалов перфораций |
CN112761582A (zh) * | 2021-02-05 | 2021-05-07 | 西南石油大学 | 一种缝洞型油藏储层参数计算方法 |
CN112761582B (zh) * | 2021-02-05 | 2022-02-25 | 西南石油大学 | 一种缝洞型油藏储层参数计算方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2813583A (en) | Process for recovery of petroleum from sands and shale | |
WO2011003606A1 (en) | Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs | |
US4491180A (en) | Tapered steam injection process | |
US4503910A (en) | Viscous oil recovery method | |
GB2065196A (en) | Steam stimulation process for recovering heavy oil | |
US4129182A (en) | Miscible drive in heterogeneous reservoirs | |
RU2107155C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
US3353598A (en) | High-pressure steam drive oil production process | |
JPS62133287A (ja) | 地熱流体の採集方法および装置 | |
US4424863A (en) | Oil recovery by waterflooding | |
US4207946A (en) | Tertiary recovery process | |
US3027942A (en) | Oil recovery process | |
RU2290501C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2108450C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2386797C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2096593C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2095560C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
SU1606687A1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефт ного месторождени | |
RU2171368C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором | |
CA1214988A (en) | Cyclical steam flooding method for viscous oil recovery | |
CA1238850A (en) | Method for recovering hydrocarbons from fractured or highly stratified low viscosity subsurface reservoirs | |
RU2238399C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2148158C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии | |
RU2181432C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |