RU2175381C2 - Method of oil field development - Google Patents
Method of oil field development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2175381C2 RU2175381C2 RU2000100872A RU2000100872A RU2175381C2 RU 2175381 C2 RU2175381 C2 RU 2175381C2 RU 2000100872 A RU2000100872 A RU 2000100872A RU 2000100872 A RU2000100872 A RU 2000100872A RU 2175381 C2 RU2175381 C2 RU 2175381C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- oil
- wells
- real
- drilling
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing oil fields with drilling additional wells.
Известен способ разработки нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин /1/ в соответствии с установленной В.Н.Щелкачевым зависимостью нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин. Известный способ недостаточно эффективен, т.к. не учтены эффект упругого режима и изменение текущей нефтенасыщенности. There is a method of developing oil fields with drilling additional wells / 1 / in accordance with the established VN Shchelkachev dependence of oil recovery from the density of the grid wells. The known method is not effective enough, because the effect of the elastic regime and the change in the current oil saturation are not taken into account.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ разработки нефтяных месторождений с бурением дополнительных скважин /2/, согласно которому последовательно строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и остаточных нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения дополнительных скважин, ограничиваемые величиной остаточной нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, и дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважины. The closest technical solution to the proposed one is a method of developing oil fields with drilling additional wells / 2 /, according to which maps of initial recoverable reserves, active recoverable reserves, non-draining oil reserves and residual oil-saturated thicknesses are sequentially constructed, outlines of additional wells limited to the last map are outlined the value of the residual oil-saturated thickness, not less than the marginal cost-effective drilling thickness, and additionally e wells are drilled at points contoured portions, where the quantity of non-drainable stocks provides a cost-effective operation of the well.
Прототип недостаточно эффективен, т.к. остаются неисследованными межскважинные области. Недостатком прототипа является и его трудоемкость, связанная с необходимостью построения карт триангуляционной сети, областей Вороного, удельных зон дренирования, активных запасов нефти, рассчитываемых по каждой из добывающих скважин по характеристикам вытеснения, и т.д. Недренируемые запасы нефти определяются как разность начальных извлекаемых запасов нефти и активных запасов. The prototype is not effective enough, because interwell areas remain unexplored. The disadvantage of the prototype is its complexity associated with the need to build maps of the triangulation network, Voronoi regions, specific drainage zones, active oil reserves, calculated for each of the producing wells according to the displacement characteristics, etc. Non-draining oil reserves are defined as the difference between the initial recoverable oil reserves and active reserves.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и упрощении способа разработки нефтяных месторождений, в том числе за счет использования имеющихся баз данных разработки конкретных участков месторождения и математического моделирования процесса разработки. Выбор участков размещения дополнительных скважин надежнее за счет пополнения представлений о параметрах межскважинного пространства. Solved by the invention, the problem and the expected technical result are to increase the efficiency and simplify the method of developing oil fields, including through the use of existing databases for the development of specific sections of the field and mathematical modeling of the development process. The selection of sites for additional wells is more reliable due to the replenishment of ideas about the parameters of the interwell space.
Поставленная задача решается тем, что дополнительно в скважинах измеряют пластовое давление, строят карту изолиний давления и по минимальной плотности изолиний давления определяют места расположения недренируемых и слабо дренируемых запасов нефти, а бурение дополнительных скважин производят на участках, совмещающих максимальные остаточные нефтенасыщенные толщины с минимальной степенью дренирования, при этом применяют математическое моделирование процесса разработки, для чего используют среднегодовые дебиты и данные геолого-физических характеристик скважин конкретных участков месторождения, получают распределение изменения давления в пласте, сравнивают его с реальным, вносят поправки, подгоняющие математическую модель к реальной ситуации и получают распределение давления, близкое к реальному, а отсутствующую информацию о замерах пластового давления восстанавливают на основе математического моделирования. The problem is solved by the fact that in addition wells measure reservoir pressure, build a map of pressure contours and determine the location of undrained and weakly drained oil reserves from the minimum density of pressure contours, and additional wells are drilled in areas combining the maximum residual oil-saturated thickness with a minimum degree of drainage in this case, mathematical modeling of the development process is used, for which average annual production rates and geological and physical data are used eskih characteristics wells of specific sections of the field, are the distribution of pressure changes in the reservoir, compare it with the actual, amend, driven by a mathematical model to the real situation and the resulting pressure distribution close to the real, and the lack of information on measurements of reservoir pressure is reduced on the basis of mathematical modeling.
Участки бурения дополнительных скважин выбирают путем наложения карт изолиний давления и остаточных нефтенасыщенных толщин. Drilling areas for additional wells are selected by overlaying maps of pressure contours and residual oil-saturated thicknesses.
Используя данные разработки конкретных участков месторождения (среднегодовые дебиты, данные ГИС скважин), получают распределение изменения давления в пласте и сравнивают его с реальным. Внося поправки, подгоняющие математическую модель к реальной ситуации, получают распределение давления в пласте, близкое к реальному. Это позволяет установить зоны с минимальными скоростями фильтрации, т.е. непромытые участки. Моделируя размещение новых (добывающих или нагнетательных) скважин, дают рекомендации по их бурению. Using data from the development of specific sections of the field (average annual production rates, well logging data), the distribution of pressure changes in the formation is obtained and compared with the real one. By making corrections that fit the mathematical model to the real situation, a pressure distribution in the reservoir is obtained that is close to real. This allows you to set zones with minimum filtration rates, i.e. non-washed areas. Modeling the placement of new (production or injection) wells, they give recommendations for their drilling.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций:
1. Построение карты начальных извлекаемых запасов нефти.The method is carried out by the following sequence of operations:
1. Construction of a map of initial recoverable oil reserves.
2. Построение карты остаточных нефтенасыщенных толщин и выявление участков с максимальными остаточными нефтенасыщенными толщинами. 2. Construction of a map of residual oil-saturated thicknesses and identification of areas with maximum residual oil-saturated thicknesses.
3. Измерение в скважинах пластового давления и восстановление отсутствующей по ряду скважин информации о замерах пластового давления на основе математического моделирования процесса разработки. 3. Measurement of reservoir pressure in wells and restoration of information on reservoir pressure measurements that is missing for a number of wells based on mathematical modeling of the development process.
4. Построение карты изолиний давления и определение по ней мест расположения недренируемых и слабодренируемых запасов нефти. 4. Construction of a map of pressure isolines and determination by it of the location of non-drained and slightly drained oil reserves.
5. Бурение дополнительных скважин на участках, совмещающих максимальные остаточные нефтенасыщенные толщины с минимальной степенью дренирования. 5. Drilling additional wells in areas combining the maximum residual oil-saturated thickness with a minimum degree of drainage.
Пример конкретного осуществления способа на горизонте Д0 Чишминской площади Ромашкинского месторождения
Геологическое строение горизонта Д0 представлено переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, перекрывающихся сверху карбонатным репером "аяксы" и подстилающимся репером "верхний известняк".An example of a specific implementation of the method on the horizon D 0 Chishminskaya area Romashkinskoye field
The geological structure of horizon D 0 is represented by intercalation of mudstones, siltstones and sandstones overlapping from above with an Ajax carbonate benchmark and an upper limestone benchmark.
Пласт Д0 в пределах участка во всех скважинах нефтеносный и состоит из одного (в скв. 5433) до трех прослоев в скв. 21836. Непроницаемый раздел между коллекторами-прослоями изменяется от 0,6 (в скв. 5435) до 4 м в скв. 13385. Общая толщина пласта Д0 в среднем равна 4,6 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 м в скв. 13385 до 4,8 м в скв. 6710, составляя в среднем 3,3 м. Коллектора Д0 в пределах участка неоднородны, часто песчаники замещаются по площади алевролитами или глинистыми песчаниками и наоборот. Квадрат коэффициента вариации зональной неоднородности составляет 0,9272. а послойной - 0,1293. Коэффициент прерывистости коллекторов пласта Д0 равен 0,556 доли ед. Максимальное содержание глин в коллекторах пласта составляет 12,9% в скв. 21836. В целом по участку коэффициент глинистости изменяется от 0,6 до 6,5% за исключением вышеуказанной скважины.Reservoir D 0 within the area in all wells is oil-bearing and consists of one (in well 5433) up to three interlayers in the well. 21836. The impermeable section between the reservoir-interlayers varies from 0.6 (in well 5435) to 4 m in the well. 13385. The total thickness of the reservoir D 0 on average is 4.6 m, and the effective oil-saturated thickness varies from 1 m in the well. 13385 to 4.8 m in the well. 6710, averaging 3.3 m. The reservoir D 0 within the site is heterogeneous, often the sandstones are replaced by siltstones or clayey sandstones in area and vice versa. The squared coefficient of variation of zonal heterogeneity is 0.9272. and layered - 0.1293. The discontinuity coefficient of reservoir reservoir D 0 is equal to 0.556 shares. The maximum clay content in the reservoir is 12.9% in the well. 21836. In general, the clay factor in the area varies from 0.6 to 6.5%, with the exception of the above well.
Наилучшие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) имеют скважины 5434, 5435, 6602, 6603, 6709, 13374, 13375, 21835 и 21955. Наихудшими ФЕС обладают коллектора в разрезе скважин 6710, 13331, 13379, 13383, 21836. Wells 5434, 5435, 6602, 6603, 6709, 13374, 13375, 21835 and 21955 have the best filtration-capacitive properties (FES). The worst reservoir properties are found in the section of
В целом по участку значение пористости изменяется в пределах от 14,9 % (скв. 13331) до 23,7% (скв. 21955), составляя в среднем 19,3%. Проницаемость изменяется от 37•10-3 мкм2 (скв. 5437) до 1056•10-3 мкм2 (скв. 21955), составляя в среднем 339,9•10-3 мкм2.In general, the porosity value for the site varies from 14.9% (bore 13331) to 23.7% (bore 21955), averaging 19.3%. Permeability varies from 37 • 10 -3 μm 2 (bore 5437) to 1056 • 10 -3 μm 2 (bore 21955), averaging 339.9 • 10 -3 μm 2 .
Коэффициент нефтенасыщенности изменяется от 57,5% в скв. 21836 до 90,9% в скв. 13384, составляя в среднем по участку 77,4%. The oil saturation coefficient varies from 57.5% per well. 21836 to 90.9% in
В формировании полей давления на выбранном участке участвуют 27 скважин. Из них 21 скважина работала как добывающая, 10 скважин - как нагнетательные. 27 wells are involved in the formation of pressure fields in the selected area. Of these, 21 wells worked as producing, 10 wells - as injection.
Основные геолого-физические характеристики скважин приведены в таблице. Данные по среднегодовым дебитам добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин взяты из истории разработки. The main geological and physical characteristics of the wells are given in the table. Data on the average annual production rate of wells and injectivity of injection wells are taken from the development history.
Последовательный анализ карт начальных извлекаемых запасов и остаточных нефтенасыщенных толщин позволил выявить, в частности, участок с максимальными остаточными нефтенасыщенными толщинами горизонта Д0 Чишминской площади Ромашкинского месторождения: участок скважин 13374/5435/5437.A consistent analysis of the maps of initial recoverable reserves and residual oil-saturated thicknesses revealed, in particular, the section with the maximum residual oil-saturated thicknesses of horizon D 0 of the Chishminskaya area of the Romashkinskoye field:
На фиг. 1 представлено распределение изменения полей давления для выбранного участка, рассчитанное на 01.01.99 г. с учетом истории разработки, выявлены зоны минимальной фильтрации. Видно, что район треугольника скважин 13374/5435/5437 характеризуется минимальной плотностью изолиний давления, т. е. минимальным градиентом давления. Это плохо фильтруемая область. In FIG. Figure 1 shows the distribution of changes in pressure fields for the selected area, calculated on 01.01.99, taking into account the development history, the zones of minimal filtration are identified. It can be seen that the region of the triangle of
Предполагается, что район треугольника скважин 13374/5435/5437, который соответствует зоне минимальных перепадов давления и обладает максимальной остаточной нефтенасыщенностью, пригоден для бурения новой добывающей скважины. It is assumed that the area of the triangle of
Промоделируем размещение новой добывающей скважины в этом районе, приняв дебит новой скважины по жидкости, равным 6,4 т/сут. We simulate the placement of a new production well in this area, assuming a liquid production rate of a new well of 6.4 tons / day.
На фиг. 2 показано, что работа новой добывающей скважины изменяет поле давления. При этом изменяют направление фильтрационные потоки, и область скважин 13374/5435/5437 хорошо фильтруется. In FIG. 2 shows that the operation of a new producing well changes the pressure field. At the same time, the direction of filtration flows changes, and the area of
Таким образом, предложенный способ разработки нефтяных месторождений с моделированием размещения новых скважин и их влияния на фильтрационные процессы эффективен и промышленно применим. Thus, the proposed method for developing oil fields with modeling the placement of new wells and their influence on the filtration processes is effective and industrially applicable.
Источники информации
1. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки на нефтеотдачу. - Нефтяное хозяйство, 1984, N 1, с. 30-33.Sources of information
1. Shchelkachev V.N. On confirmation of a simplified formula that estimates the effect of grid density on oil recovery. - Oil industry, 1984,
2. Патент РФ N 2087687, E 21 B 43/20, 43/30, БИ N 23, 1997. 2. RF patent N 2087687, E 21 B 43/20, 43/30, BI N 23, 1997.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000100872A RU2175381C2 (en) | 2000-01-11 | 2000-01-11 | Method of oil field development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000100872A RU2175381C2 (en) | 2000-01-11 | 2000-01-11 | Method of oil field development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2175381C2 true RU2175381C2 (en) | 2001-10-27 |
| RU2000100872A RU2000100872A (en) | 2001-11-20 |
Family
ID=20229357
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000100872A RU2175381C2 (en) | 2000-01-11 | 2000-01-11 | Method of oil field development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2175381C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465453C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-27 | Иван Иванович Полын | Method of defining pressure in interwell space |
| RU2535577C1 (en) * | 2013-08-29 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Increasing of well infill drilling efficiency |
| RU2600811C2 (en) * | 2012-05-31 | 2016-10-27 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Systems and methods for optimal positioning of drilling pads |
-
2000
- 2000-01-11 RU RU2000100872A patent/RU2175381C2/en active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465453C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-27 | Иван Иванович Полын | Method of defining pressure in interwell space |
| RU2600811C2 (en) * | 2012-05-31 | 2016-10-27 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Systems and methods for optimal positioning of drilling pads |
| RU2535577C1 (en) * | 2013-08-29 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Increasing of well infill drilling efficiency |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20160376885A1 (en) | Method and Apparatus for Performance Prediction of Multi-Layered Oil Reservoirs | |
| CN110259444B (en) | Water drive reservoir seepage field visual characterization and evaluation method based on flow field diagnosis | |
| CN104453834A (en) | Injection-production relation optimizing and adjusting method for well group | |
| Baker | Reservoir management for waterfloods-Part II | |
| CN109236258B (en) | A kind of compact oil reservoir pressure break horizontal well optimization method based on Adaptive proxy model | |
| CN103912269A (en) | Method for determining formation fracture pressure gradient logging of shale gas reservoir | |
| RU2175381C2 (en) | Method of oil field development | |
| CN111401716B (en) | Method for acquiring continuous parameters of aquifer based on superimposed water drainage test | |
| Morel | The use of a numerical model in the management of the Chalk aquifer in the Upper Thames Basin | |
| CN113837482B (en) | Dynamic prediction method for disconnected solution oil reservoir | |
| RU2166630C1 (en) | Method of control over oil deposit development | |
| RU2135766C1 (en) | Process monitoring exploitation of oil fields | |
| RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| CN111188613B (en) | Method and system for determining well control radius of tight gas reservoir gas well | |
| RU2148169C1 (en) | Method of control over development of oil deposit with formations nonuniform in bedding | |
| Batycky et al. | Reservoir Pattern Surveillance of Mature Floods Using Streamlines | |
| Ader et al. | Slaughter estate unit tertiary miscible gas pilot reservoir description | |
| Grosjean et al. | [2] P12 Discovery of a Giant in a Mature Deltaic Province: Peciko, Indonesia | |
| RU2301326C1 (en) | Oil field development control method | |
| CN112901126B (en) | Yield splitting method based on phase permeation and water flooding characteristics | |
| Johnson et al. | The Kuparuk River field: a regression approach to pseudo-relative permeabilities | |
| RU2167276C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2122107C1 (en) | Method for control of development of oil pools with the help of maps of residual oil-saturated strata | |
| CN116537745A (en) | Production allocation method, device and equipment for water-containing tight gas reservoir production well | |
| RU2757848C1 (en) | Method for localising the residual reserves based on complex diagnostics and adaptation of a ghdm |