RU2108451C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2108451C1 RU2108451C1 RU97108757A RU97108757A RU2108451C1 RU 2108451 C1 RU2108451 C1 RU 2108451C1 RU 97108757 A RU97108757 A RU 97108757A RU 97108757 A RU97108757 A RU 97108757A RU 2108451 C1 RU2108451 C1 RU 2108451C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- well
- reservoir
- oil
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
По способу разработки нефтяной залежи скважины размещают по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин. После бурения скважин осуществляют разглинизацию их призабойной зоны. Затем осуществляют закачку раствора поверхностно-активного вещества. Проводят отбор нефти через добывающие скважины. Через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду с нижнего водоносного горизонта. Проводят отбор нефти через добывающие скважины. Плотность сетки скважин определяют по эмпирической формуле: S = 8,2 + 1,5Кп р о д, где S - плотность сетки скважин, га/скв; Кп р о д - коэффициент продуктивности скважин, м3/сут•МПа.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.
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.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение скважин по площадной системе заводнения, после бурения скважин закачку раствора поверхностно-активного вещества, отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды с нижнего водоносного горизонта [2].
Известный способ позволяет 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.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем размещение скважин по площадной системе заводнения, после бурения скважин закачку раствора поверхностно-активного вещества, отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды с нижнего водоносного горизонта, согласно изобретению после бурения скважин перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества осуществляют разглинизацию призабойной зоны скважины, скважины размещают по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин, разбуривают залежь с плотностью сетки скважин, определенной по эмпирической формуле
S = 8,2 + 1,5 Кпрод,
где S - плотность сетки скважин, га/скв;
Кпрод - коэффициент продуктивности скважин, м3/сут•МПа.
S = 8,2 + 1,5 Кпрод,
где S - плотность сетки скважин, га/скв;
Кпрод - коэффициент продуктивности скважин, м3/сут•МПа.
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. Задача решается следующей совокупностью операций.
На залежи размещают скважины по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин. Такая система позволяет достичь наиболее полного охвата залежи воздействием по площади. Плотность сетки скважин назначают из условия пропорциональности потенциальной продуктивности коллектора. На основании информации о геологическом строении, коллекторских свойствах пласта, полученных по результатам исследований разведочных скважин и пробуренных ранее рабочих скважин, строят карту равной потенциальной продуктивности пласта. Для этого определяют такие показатели, как дебит, пластовое и забойное давления на скважинах и пр. Исходя из критерия необходимой плотности сетки скважин для различных групп коллекторов зависимость изменения плотности сетки скважин от коэффициента продуктивности определяют по эмпирической формуле
S = 8,2 + 1,5 Кпрод,
где S - плотность сетки скважин, га/скв;
Кпрод - коэффициент продуктивности скважин, м3/сут•МПа.
S = 8,2 + 1,5 Кпрод,
где S - плотность сетки скважин, га/скв;
Кпрод - коэффициент продуктивности скважин, м3/сут•МПа.
Используя эту зависимость, на карте равной потенциальной продуктивности пласта размещают проектные скважины.
После бурения скважин проводят разглинизацию призабойной зоны с ее промывкой раствором поверхностно-активного вещества. Этим достигают максимального восстановления продуктивности призабойной зоны низкопроницаемого коллектора. В дальнейшем достигнутый уровень продуктивности поддерживают, используя в качестве рабочего агента высокоминерализованную воду из нижележащих горизонтов.
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 площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин, то есть каждая нагнетательная скважина окружена 4 добывающими скважинами и наоборот. Плотность сетки скважин назначают из условия пропорциональности потенциальной продуктивности коллектора. На основании информации о геологическом строении, коллекторских свойствах пласта, полученных по результатам исследований разведочных скважин и пробуренных ранее рабочих скважин, строят карту равной потенциальной продуктивности пласта. Для этого определяют такие показатели, как дебит, пластовое и забойное давления на скважинах и пр. В частности, средний дебит скважин на участке разработки составил от 25 м3/сут, при забойных давлениях порядка от 6 МПа. Коэффициент продуктивности скважин составил
Кпрод = Q / (Рпл - Рзаб) = 25 / (11-6) = 5 м3/сут•МПа,
где Q - дебит скважины, м3/сут,
Рпл - пластовое давление, МПа,
Рзаб - забойное давление в скважине, МПа.
Кпрод = Q / (Рпл - Рзаб) = 25 / (11-6) = 5 м3/сут•МПа,
где Q - дебит скважины, м3/сут,
Рпл - пластовое давление, МПа,
Рзаб - забойное давление в скважине, МПа.
Исходя из критерия необходимой плотности сетки скважин для различных групп коллектора, по зависимости изменения плотности сетки скважин от коэффициента продуктивности определяют плотность сетки скважин для данных условий. Используя эту зависимость, на карте равной потенциальной продуктивности пласта размещают проектные скважины. При этом плотность сетки скважин составила 15,7 га/скв.
Для условий, когда коэффициент продуктивности равен 2, плотность сетки скважин составляет 11,2 га/скв.
Для условий, когда коэффициент продуктивности равен 10, плотность сетки скважин составляет 23,2 га/скв.
После бурения скважин проводят разглинизацию призабойной зоны закачкой раствора гидрокарбоната натрия. Затем закачивают оторочку 1%-ного раствора поверхностно-активного вещества АФ-12. Продолжительность разглинизации и закачки раствора поверхностно-активного вещества определяются в зависимости от снижения давления нагнетания менее 10-13 МПа на устье скважины. В каждую скважину в среднем закачано 50-100 т реагентов за 3-4 сут работы по освоению скважин. В качестве рабочего агента используют высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м3 из нижележащих горизонтов, извлекаемую водозаборными скважинами. Максимальная приемистость нагнетательных скважин, достигнутая в процессе освоения составляет 350 м3/сут. Через 15 добывающих скважин отбирают нефть, через 15 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент. В результате разработки коэффициент нефтеотдачи залежи повысился на 10% и составил 0,35.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение скважин по площадной системе заводнения, после бурения скважин закачку раствора поверхностно-активного вещества, отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды с нижнего водоносного горизонта, отличающийся тем, что после бурения скважин перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества осуществляют разглинизацию призабойной зоны скважины, скважины размещают по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин, разбуривают залежь с плотностью сетки скважин, определенной по эмпирической формуле
S = 8,2 + 1,5 Кп р о д,
где S - плотность сетки скважин, га/скв;
Кп р о д - коэффициент продуктивности скважин, м3/сут • МПа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108757A RU2108451C1 (ru) | 1997-05-29 | 1997-05-29 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108757A RU2108451C1 (ru) | 1997-05-29 | 1997-05-29 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2108451C1 true RU2108451C1 (ru) | 1998-04-10 |
| RU97108757A RU97108757A (ru) | 1998-09-10 |
Family
ID=20193410
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97108757A RU2108451C1 (ru) | 1997-05-29 | 1997-05-29 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2108451C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105401927A (zh) * | 2015-11-27 | 2016-03-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油藏井网井距确定方法及装置 |
| CN105545268A (zh) * | 2015-12-30 | 2016-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高微生物驱油藏驱动压差的方法 |
| CN109281648A (zh) * | 2018-09-27 | 2019-01-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定油藏的合理井网密度的方法和装置 |
-
1997
- 1997-05-29 RU RU97108757A patent/RU2108451C1/ru 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, Каазнь, Мониторинг, 1996, с. 67. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105401927A (zh) * | 2015-11-27 | 2016-03-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油藏井网井距确定方法及装置 |
| CN105401927B (zh) * | 2015-11-27 | 2018-02-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油藏井网井距确定方法及装置 |
| CN105545268A (zh) * | 2015-12-30 | 2016-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高微生物驱油藏驱动压差的方法 |
| CN105545268B (zh) * | 2015-12-30 | 2018-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高微生物驱油藏驱动压差的方法 |
| CN109281648A (zh) * | 2018-09-27 | 2019-01-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定油藏的合理井网密度的方法和装置 |
| CN109281648B (zh) * | 2018-09-27 | 2020-10-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定油藏的合理井网密度的方法和装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5339904A (en) | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections | |
| Sheng | Critical review of alkaline-polymer flooding | |
| Bryant et al. | Microbial-enhanced waterflooding field pilots | |
| US4307782A (en) | Surfactant waterflooding oil recovery method | |
| Zhang et al. | Determining the most profitable ASP flood strategy for enhanced oil recovery | |
| RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2584190C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| Holm | Design, Performance, and Evaluation of the Uniflood Micellar-Polymer Process—Bell Creek Field | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
| RU2812976C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2148158C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии | |
| RU2108450C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2732746C1 (ru) | Способ разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа | |
| RU2231632C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2209952C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| Edinga et al. | Cessford Basal Colorado A ReservoirCaustic Flood Evaluation | |
| RU2090742C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| Rausch et al. | Case history of successfully water flooding a fractured sandstone | |
| RU1825392C (ru) | Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти | |
| RU2105871C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2170344C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2150578C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной |