RU2188311C1 - Method of oil pool development - Google Patents
Method of oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2188311C1 RU2188311C1 RU2001132740A RU2001132740A RU2188311C1 RU 2188311 C1 RU2188311 C1 RU 2188311C1 RU 2001132740 A RU2001132740 A RU 2001132740A RU 2001132740 A RU2001132740 A RU 2001132740A RU 2188311 C1 RU2188311 C1 RU 2188311C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- reservoir
- super
- wells
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits at a late stage.
Известен способ разработки массивных нефтяных месторождений, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку газа в кровельную часть пласта до прорыва к добывающим скважинам, затем с одновременной закачкой газа закачку в подошвенную часть пласта воды при давлении ниже давления закачки газа (патент РФ 1547412, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1999 г.). There is a method of developing massive oil fields, including the selection of oil through production wells, injecting gas into the roof of the formation before breaking through to the producing wells, then simultaneously injecting gas into the bottom of the formation at a pressure below the gas injection pressure (RF patent 1547412, cl. E 21 B 43/20, published. 1999).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи. The disadvantage of this method is the low oil recovery deposits.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий проведение дренажных добывающих скважин с горизонтальными стволами в кровле месторождения и добычу нефти через добывающие скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины в подошву месторождения (патент РФ 1623276, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1999г.). A known method of developing an oil field, including conducting drainage production wells with horizontal shafts in the roof of the field and oil production through production wells, pumping a displacing agent through injection wells into the bottom of the field (RF patent 1623276, class E 21 B 43/20, published. 1999 .).
Известный способ позволяет извлечь основные запасы из залежи, однако значительная их часть остается в залежи. The known method allows you to extract the main reserves from the deposits, however, a significant part of them remains in the deposits.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий выделение в нижней или средней по высоте части залежи суперколлекторов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в суперколлекторы и отбор нефти через добывающие скважины в верхней части залежи (патент РФ 2171887, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2001г. ). Closest to the invention, the technical essence is a method of developing an oil reservoir, comprising isolating super collectors in the lower or middle part of the reservoir, injecting the working agent through injection wells into super reservoirs and taking oil through production wells in the upper part of the reservoir (RF patent 2171887, cl. E 21 B 43/20, published. 2001).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи. The disadvantage of this method is the low oil recovery deposits.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем выделение в нижней или средней по высоте части залежи суперколлекторов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в суперколлекторы и отбор нефти через добывающие скважины в верхней части залежи, согласно изобретению в верхней части залежи выделяют суперколлекторы, используют их как естественные нефтесборные резервуары, а отбор нефти ведут через добывающие скважины, пробуренные в суперколлекторы в верхней части залежи с организацией вертикального вытеснения нефти за счет закачки рабочего агента в нижнюю или среднюю часть залежи. При организации вертикального вытеснения нефти закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и/или отбор нефти через добывающие скважины осуществляют в циклическом режиме. В верхней части залежи бурят горизонтальные, и/или многозабойные, и/или вертикальные добывающие скважины в областях отсутствия суперколлектора. The problem is solved in that in a method for developing an oil deposit, comprising isolating super collectors in the lower or middle part of the reservoir, injecting the working agent through injection wells into super collectors and taking oil through production wells in the upper part of the reservoir, according to the invention, super collectors are isolated in the upper part of the reservoir , they are used as natural oil reservoirs, and oil is taken through production wells drilled into super collectors in the upper part of the reservoir with the organization of vertical oil displacement due to the injection of a working agent into the lower or middle part of the reservoir. When organizing vertical oil displacement, the injection of the working agent through injection wells and / or the selection of oil through production wells is carried out in a cyclic mode. In the upper part of the reservoir, horizontal and / or multilateral, and / or vertical production wells are drilled in areas where there is no supercollector.
Признаками изобретения являются:
1) выделение в нижней или средней по высоте части залежи суперколлекторов;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в суперколлекторы;
3) отбор нефти через добывающие скважины в верхней части залежи;
4) выделение в верхней части залежи суперколлекторов;
5) использование суперколлекторов как естественных нефтесборных резервуаров;
6) отбор нефти через добывающие скважины, пробуренные в суперколлекторы в верхней части залежи;
7) организация вертикального вытеснения нефти за счет закачки рабочего агента в нижнюю или среднюю часть залежи;
8) при организации вертикального вытеснения нефти осуществление закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и/или отбора нефти через добывающие скважины в циклическом режиме;
9) в верхней части залежи бурение горизонтальных, и/или многозабойных, и/или вертикальных добывающих скважин в областях отсутствия суперколлектора.The features of the invention are:
1) the allocation in the lower or middle in height part of the reservoir of super collectors;
2) injection of a working agent through injection wells into supercollectors;
3) selection of oil through production wells in the upper part of the reservoir;
4) the allocation in the upper part of the reservoir of super collectors;
5) the use of super collectors as natural oil reservoirs;
6) oil extraction through production wells drilled into super collectors in the upper part of the reservoir;
7) the organization of vertical oil displacement due to the injection of a working agent into the lower or middle part of the reservoir;
8) when organizing vertical oil displacement, the injection of a working agent through injection wells and / or oil extraction through production wells in a cyclic mode;
9) in the upper part of the reservoir, drilling of horizontal and / or multilateral, and / or vertical production wells in areas where there is no supercollector.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 8, 9 являются частными признаками изобретения. Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-7 are the salient features of the invention, signs 8, 9 are particular features of the invention.
При разработке нефтяной залежи, имеющей часть с чрезвычайно высокой проницаемостью относительно остальной части залежи, происходит вытеснение нефти из этой высокопроницаемой части, а остальная часть залежи остается не охваченной воздействием. Такая высокопроницаемая часть залежи носит название суперколлектор. Проницаемость залежи в зоне суперколлектора может отличаться от проницаемости в прочих зонах залежи в 10 и более раз. После заводнения суперколлектора дальнейший отбор пластовых флюидов из залежи обычными способами становится практически невозможен. Значительная часть запасов нефти остается в залежи. When developing an oil reservoir having a part with extremely high permeability relative to the rest of the reservoir, oil is displaced from this highly permeable part, and the rest of the reservoir remains unaffected. Such a highly permeable part of the reservoir is called a super collector. The permeability of the reservoir in the super collector zone may differ from the permeability in other zones of the reservoir by 10 times or more. After flooding the supercollector, further selection of reservoir fluids from the reservoir by conventional methods becomes practically impossible. A significant part of the oil reserves remains in the reservoir.
Применение вытеснения нефти не в горизонтальной, а в вертикальной плоскости, т.е. снизу вверх, способствует доизвлечению части запасов. Однако без учета наличия и свойств суперколлектора нефтеотдача залежи остается невысокой. The use of oil displacement is not in the horizontal but in the vertical plane, i.e. bottom to top, contributes to the recovery of part of the reserves. However, without taking into account the presence and properties of the supercollector, the oil recovery of the reservoir remains low.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается следующим образом. The problem is solved as follows.
При разработке неоднородной нефтяной залежи с суперколлектором заводнение пласта и суперколлектора проводят, как правило, на начальной стадии разработки, когда нагнетательные и добывающие скважины пробурены на всю нефтенасыщенную толщину пласта. В этот период отбирают нефть по классической схеме разработки нефтяной залежи вытеснением нефти в горизонтальной плоскости. Однако воздействие при заводнении происходит главным образом на суперколлектор, практически не захватывая остальную низкопроницаемую часть залежи. После отбора нефти из суперколлектора и его заводнения разработка залежи в горизонтальной плоскости теряет смысл, поскольку все воздействие на залежь сводится к воздействию на промытый суперколлектор. В этот момент переходят к вытеснению нефти в вертикальной плоскости, используя суперколлектор как гигантскую горизонтальную скважину. В данном случае рассматривается вариант залежи с суперколлекторами, расположенными в нижней или средней по высоте части залежи, когда над суперколлектором имеется значительная нефтенасыщенная толщина, а также с суперколлектором в верхней части залежи. Суперколлекторы в нижней или средней по высоте части залежи используют как естественные горизонтальные нагнетательные скважины. Суперколлекторы в верхней части залежи используют как естественные горизонтальные добывающие скважины. When developing a heterogeneous oil reservoir with a super reservoir, water flooding of the reservoir and super reservoir is carried out, as a rule, at the initial stage of development, when injection and production wells are drilled to the entire oil-saturated thickness of the reservoir. During this period, oil is selected according to the classical scheme of developing an oil deposit by displacing oil in a horizontal plane. However, the impact during flooding occurs mainly on the super collector, practically not capturing the rest of the low-permeability part of the reservoir. After oil selection from the supercollector and its flooding, the development of a reservoir in the horizontal plane makes no sense, since all the impact on the reservoir is reduced to the effect on the washed supercollector. At this point, they move to the displacement of oil in a vertical plane, using the supercollector as a giant horizontal well. In this case, an option is considered for a reservoir with super collectors located in the lower or middle part of the reservoir when there is a significant oil-saturated thickness above the super collector, as well as with a super collector in the upper part of the reservoir. Super collectors in the lower or middle part of the reservoir are used as natural horizontal injection wells. Super collectors in the upper part of the reservoir are used as natural horizontal producing wells.
Для закачки рабочего агента используют нагнетательные скважины, перфорированные в интервале суперколлекторов, расположенных в нижней или средней по высоте части залежи. Для отбора нефти используют добывающие скважины в верхней части залежи, перфорированные в интервале суперколлекторов. Для этого могут быть использованы новые или существующие скважины, в том числе и горизонтальные. Отбор нефти из суперколлекторов в верхней части залежи повышает охват залежи воздействием и увеличивает нефтеотдачу. Таким образом вытесняют нефть из залежи в вертикальной плоскости. For injection of the working agent, injection wells are used, perforated in the interval of super collectors located in the lower or middle part of the reservoir. For oil selection, production wells are used in the upper part of the reservoir, perforated in the interval of super collectors. For this, new or existing wells, including horizontal ones, can be used. The selection of oil from super reservoirs in the upper part of the reservoir increases the coverage of the reservoir by exposure and increases oil recovery. Thus, oil is displaced from the reservoir in a vertical plane.
При организации вертикального вытеснения нефти осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и/или отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме. Циклический режим способствует более полному поступлению нефти из низкопроницаемых зон залежи в суперколлектор. К чисто поршневому вытеснению добавляется "поглощающее вытеснение". Такое вытеснение происходит за счет превышения давления в низкопроницаемой зоне над давлением в суперколлекторе. В свою очередь превышение давления и его полезная работа возможна лишь при неравномерном воздействии на зоны залежи, т.е. при циклическом режиме работы нагнетательных и добывающих скважин. Кроме того, при циклическом режиме в большей мере осуществляется вертикальное вытеснение нефти. When organizing vertical oil displacement, the working agent is pumped through injection wells and / or oil is taken through production wells in a cyclic mode. The cyclic regime contributes to a more complete flow of oil from low-permeability zones of the reservoir to the super collector. “Piston displacement” is added to pure piston displacement. This displacement occurs due to the excess pressure in the low permeability zone over the pressure in the super collector. In turn, excess pressure and its useful work is possible only with an uneven effect on the zone of the reservoir, i.e. with cyclic operation of injection and production wells. In addition, in a cyclic mode, vertical displacement of oil is carried out to a greater extent.
Использование суперколлекторов как гигантских скважин позволяет охватить воздействием практически всю площадь залежи, что способствует дополнительному росту нефтеотдачи. The use of supercollectors as giant wells makes it possible to cover practically the entire area of the reservoir, which contributes to an additional increase in oil recovery.
При большом расстоянии между суперколлекторами в верхней части залежи дополнительно бурят горизонтальные, и/или многозабойные, и/или вертикальные добывающие скважины в областях отсутствия суперколлектора. Этими скважинами удается перекрыть зоны залежи между суперколлекторами, не охваченные воздействием. With a large distance between the super reservoirs in the upper part of the reservoir, horizontal and / or multilateral, and / or vertical production wells are additionally drilled in areas where the super reservoir is absent. These wells manage to block the zones of the reservoir between super collectors that are not affected by the impact.
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Талинского месторождения со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта - 2700 м, пластовое давление 25 МПа, пластовая температура -101oС, толщина продуктивного пласта - 30 м, глубина расположения суперколлектора - 2728 м, толщина суперколлектора - 0,4 м, пористость пласта 14,5%, пористость суперколлектора 15,5%, проницаемость пласта - 60•10-3 мкм2, проницаемость суперколлектора - 1 мкм2, вязкость нефти - 0,4 мПа.с, плотность нефти - 0,83 г/см3.Example 1. An oil deposit of the Talinskoye field is developed with the following characteristics: depth of the reservoir - 2700 m, reservoir pressure 25 MPa, reservoir temperature -101 o C, thickness of the reservoir - 30 m, depth of the supercollector - 2728 m, thickness of the supercollector - 0, 4 m, formation porosity 14.5%, super collector porosity 15.5%, formation permeability 60 • 10 -3 μm 2 , super collector permeability 1 μm 2 , oil viscosity 0.4 mPa.s, oil density 0, 83 g / cm 3 .
На ранней стадии разработки залежи закачивают рабочий агент (воду) через нагнетательные скважины в весь продуктивный интервал пласта и отбирают нефть через добывающие скважины всего интервала пласта. При достижении обводненности добываемой продукции 98-99% переходят к поздней стадии разработки залежи. На залежи выделяют участок разработки площадью 2,9•107 м2. На участке разработки размещено 57 нагнетательных скважин. В нагнетательных скважинах устанавливают цементные мосты ниже суперколлекторов, размещенных в нижней и средней части залежи, и устанавливают пакеры, отсекающие часть залежи выше этих суперколлекторов. Т.о. нагнетательные скважины имеют интервал перфорации на уровне суперколлекторов, размещенных в нижней и средней части залежи. На этом же участке размещены 120 добывающих скважин, имеющих перфорацию по всей толщине пласта. В 100 добывающих скважинах устанавливают цементные мосты, изолируя нижнюю часть и оставляя перфорированной верхние части продуктивного пласта в зоне суперколлектора, расположенного в верхней части залежи. Из 20 добывающих скважин после установки цементных мостов бурят боковые горизонтальные стволы длиной 100-300 м в те же суперколлекторы.At an early stage of reservoir development, a working agent (water) is pumped through injection wells into the entire productive interval of the formation and oil is taken through production wells of the entire interval of the formation. Upon reaching the water cut of the extracted products, 98-99% go to the late stage of reservoir development. A development area of 2.9 • 10 7 m 2 is allocated to the deposits. At the development site, 57 injection wells are located. In injection wells, cement bridges are installed below super collectors located in the lower and middle part of the reservoir, and packers are installed to cut off part of the reservoir above these super collectors. T.O. injection wells have a perforation interval at the level of super collectors located in the lower and middle parts of the reservoir. At the same site, 120 production wells are located, having perforation over the entire thickness of the reservoir. Cement bridges are installed in 100 producing wells, isolating the lower part and leaving the upper parts of the reservoir perforated in the zone of the supercollector located in the upper part of the reservoir. After installing cement bridges out of 20 production wells, lateral horizontal shafts of 100-300 m long are drilled into the same super collectors.
Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент в суперколлекторы в нижней и средней части залежи, а через добывающие скважины ведут отбор нефти из суперколлекторов из верхней части залежи. Through injection wells, the working agent is pumped into supercollectors in the lower and middle parts of the reservoir, and oil is extracted from supercollectors from the upper part of the reservoir through production wells.
В результате нефтеотдача залежи повысилась на 7% и составила 37%. As a result, oil recovery increased by 7% and amounted to 37%.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Добывающие и нагнетательные скважины работают в противофазе с цикличностью: работа 30 сут., остановка 30 сут. Example 2. Perform as example 1. Production and injection wells operate in antiphase with a cycle: work 30 days., Stop 30 days.
В результате нефтеотдача залежи повысилась на 8% и составила 38%. As a result, oil recovery increased by 8% and amounted to 38%.
Пример 3. Выполняют как пример 1. В верхней части залежи бурят 2 горизонтальные скважины длиной по 150 м каждая, 2 вертикальные многозабойные скважины с двумя забоями, размещенными один от другого на расстоянии 50 м, и 2 вертикальные добывающие скважины с размещением их забоев между участками суперколлекторов. Example 3. Perform as example 1. In the upper part of the reservoir are drilled 2 horizontal wells with a length of 150 m each, 2 vertical multilateral wells with two faces located at a distance of 50 m from each other, and 2 vertical production wells with the placement of their faces between sections super collectors.
В результате нефтеотдача залежи повысилась на 8,1% и составила 38,1%. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи. As a result, oil recovery increased by 8.1% to 38.1%. The application of the proposed method will improve the recovery of deposits.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001132740A RU2188311C1 (en) | 2001-12-05 | 2001-12-05 | Method of oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001132740A RU2188311C1 (en) | 2001-12-05 | 2001-12-05 | Method of oil pool development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2188311C1 true RU2188311C1 (en) | 2002-08-27 |
Family
ID=20254576
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001132740A RU2188311C1 (en) | 2001-12-05 | 2001-12-05 | Method of oil pool development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2188311C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509878C1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Development method of oil fringe in carbonate reservoir of complex structure |
| RU2606894C1 (en) * | 2015-12-29 | 2017-01-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs |
-
2001
- 2001-12-05 RU RU2001132740A patent/RU2188311C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509878C1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Development method of oil fringe in carbonate reservoir of complex structure |
| RU2606894C1 (en) * | 2015-12-29 | 2017-01-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2364717C1 (en) | Development method of heterogenous oil-bearing formation | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| RU2188311C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2730163C1 (en) | Method for operation of oil well with bottom water | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2171887C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2170344C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2347893C1 (en) | Heterogeneous oil field development method | |
| RU2170343C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit | |
| RU2601707C1 (en) | Method of development of oil and gas condensate deposit | |
| RU2236567C1 (en) | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2181430C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2170342C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2268355C1 (en) | Multizone oil reservoir development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111206 |