RU2206725C1 - Method of oil pool development - Google Patents
Method of oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2206725C1 RU2206725C1 RU2002126307A RU2002126307A RU2206725C1 RU 2206725 C1 RU2206725 C1 RU 2206725C1 RU 2002126307 A RU2002126307 A RU 2002126307A RU 2002126307 A RU2002126307 A RU 2002126307A RU 2206725 C1 RU2206725 C1 RU 2206725C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- wave
- fracture
- determined
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of complex oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым бурят скважины и размещают их рядами, отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в режиме снижения пластового давления до достижения его значения 80-85% от первоначального. Определяют линии тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярные рядам нагнетательных скважин. Обводненные добывающие скважины, расположенные на этих линиях тока, переводят в нагнетательные. Продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления. Выделяют зоны залежи с пониженными значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, выработанности запасов и скорости обводнения и повышенной глинистостью. Бурят дополнительные добывающие скважины и размещают их в выделенной зоне и/или за этой зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин. Перфорируют дополнительные добывающие скважины в кровельной части продуктивного пласта. Отбор нефти осуществляют при депрессии не ниже 85% от начального пластового давления. Закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме с обеспечением условия соответствия объемов отбора и закачки жидкости (патент РФ 2065938, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1996.08.27). A known method of developing an oil reservoir, in accordance with which wells are drilled and placed in rows, oil is taken through production wells and the working agent is pumped through injection wells in the mode of reducing reservoir pressure to reach its value of 80-85% of the original. The flow lines of the injected working agent, perpendicular to the rows of injection wells, are determined. Waterlogged production wells located on these streamlines are converted to injection wells. Continue to develop reservoirs in the mode of maintaining reservoir pressure. Reserves zones with reduced values of porosity, permeability, oil saturation, depletion of reserves and watering rate, and increased clay content are distinguished. Additional production wells are drilled and placed in a dedicated zone and / or behind this zone on the opposite side of the nearest row of injection wells. Additional production wells are perforated in the roofing of the reservoir. The selection of oil is carried out with a depression of at least 85% of the initial reservoir pressure. The injection of the working agent is carried out in a cyclic mode, ensuring the conditions for compliance with the volumes of selection and injection of liquid (RF patent 2065938, class E 21 B 43/20, publ. 1996.08.27).
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. 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, в соответствии с которым отбирают нефть через добывающие скважины, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. На залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные. Формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см3. В качестве рабочего агента используют, в частности, турнейскую воду с плотностью 1,14-1,15 г/см3, закачку рабочего агента производят циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут (патент РФ 2061178, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1996.05.27 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, in accordance with which the oil is taken through production wells, part of the production wells are transferred to injection wells and the working agent is pumped through injection wells. The development zones are limited to the reservoirs, limited by the lowered sections of the reservoir saturated with water, the direction of natural fracturing, formed by vertical faults, is determined, the oil is taken until the reservoir pressure reaches 0.50-0.65 from the initial one, then up to 20% of the stock of producing wells is transferred to injection wells. Rows of injection wells are formed perpendicular to the direction of natural fracturing, while production wells with perforation in the zone with increased permeability of the oil reservoir are selected for transfer or wells are additionally perforated in this or in the aquifer, a working agent with a density of 1.14-1.15 g / cm is pumped 3 . As a working agent, in particular, Tournaisian water with a density of 1.14-1.15 g / cm 3 is used , the working agent is injected cyclically and alternately into injection wells of different development zones for 10-20 days (RF patent 2061178, class E 21 B 43/20, publ. 1996.05.27 - prototype).
Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается невысокой. The known method allows you to select the main oil reserves from the reservoir, however, the oil recovery of the reservoir remains low.
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 отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение направления трещиноватости коллектора и формирование новых рядов скважин относительно направления трещиноватости, согласно изобретению, определение направления трещиноватости коллектора проводят по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами, по стволу скважины регистрируют сейсмические волны, выделяют прямую продольную сейсмическую волну (Р-волна) и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну (PS-волну), определяют интенсивность Р-волны, в интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны, находят отношение амплитуд PS/P-волн, строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам, по направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости, по отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте, после определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, а нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including oil selection through production wells, pumping a working agent through injection wells, determining the direction of fracture of the reservoir and the formation of new rows of wells relative to the direction of fracture, according to the invention, determining the direction of fracture of the reservoir is carried out by exciting a seismic wave from excitation sources located at a distance from the well at various azimuthal angles along the well bore strike the seismic waves, emit a direct longitudinal seismic wave (P-wave) and an exchange reflected or transmitted seismic wave (PS-wave), determine the intensity of the P-wave, in the range of 300-500 m above the reservoir, determine the intensity of the PS-wave, find the ratio the amplitudes of PS / P waves, construct an ellipse according to the vectors of the amplitude ratios of PS / P waves at different azimuthal angles, determine the direction of the dominant fracture in the direction of the small axis of the ellipse, determine the coefficient of the lengths of the major axis to the small axis of the ellipse anisotropy of rocks in the reservoir under study, after determining the direction of fracture of the reservoir, the boundaries of the reservoir section with a certain fracture of the reservoir are determined, formation of rows of producing wells is carried out at an angle to the identified direction of fracture within the boundaries of the reservoir section with a certain fracture of the reservoir, and injection wells are placed outside the boundaries of the reservoir section with a certain fracture of the reservoir.
Признаками изобретения являются:
1) отбор нефти через добывающие скважины;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
3) определение направления трещиноватости коллектора;
4) формирование новых рядов скважин относительно направления трещиноватости;
5) определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины;
6) то же под различными азимутальными углами;
7) по стволу скважины регистрация сейсмических волн;
8) выделение прямой продольной сейсмической волны (Р-волна) и обменной отраженной или проходящей сейсмической волны (PS-волна);
9) определение интенсивности Р-волны;
10) в интервале 300-500 м над продуктивным пластом определение интенсивности PS-волны;
11) нахождение отношения амплитуд PS/P-волн;
12) построение эллипса по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам;
13) по направлению малой оси эллипса определение направления доминирующей трещиноватости;
14) по отношению длин большой оси к малой оси эллипса определение коэффициента анизотропии пород в исследуемом пласте;
15) после определения направления трещиноватости коллектора определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора;
16) формирование рядов добывающих скважин под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора;
17) размещение нагнетательных скважин за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора.The features of the invention are:
1) oil extraction through production wells;
2) injection of a working agent through injection wells;
3) determination of the direction of fracture of the reservoir;
4) the formation of new rows of wells relative to the direction of fracturing;
5) determination of the direction of fracture of the reservoir by excitation of a seismic wave from excitation sources located at a distance from the well;
6) the same at different azimuthal angles;
7) along the borehole registration of seismic waves;
8) the allocation of a direct longitudinal seismic wave (P-wave) and exchange reflected or transmitted seismic wave (PS-wave);
9) determination of the intensity of the P-wave;
10) in the range of 300-500 m above the reservoir, determining the intensity of the PS-wave;
11) finding the ratio of the amplitudes of the PS / P waves;
12) the construction of an ellipse from the vectors of the ratio of the amplitudes of the PS / P-waves at different azimuthal angles;
13) in the direction of the small axis of the ellipse, determining the direction of the dominant fracture;
14) based on the ratio of the lengths of the major axis to the minor axis of the ellipse, the determination of the anisotropy coefficient of rocks in the reservoir;
15) after determining the direction of fracture of the reservoir, determining the boundaries of the site of the reservoir with a certain fracture of the reservoir;
16) the formation of the rows of producing wells at an angle to the identified direction of fracture within the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir;
17) the placement of injection wells beyond the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-17 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-4 are common with the prototype, signs 5-17 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи с выраженной трещиноватостью коллектора размещают скважины перпендикулярно или параллельно направлению трещиноватости и добиваются некоторого повышения нефтеотдачи. Однако при этом значительная часть залежи остается не охваченной воздействием, а нефтеотдача залежи оказывается на невысоком уровне.SUMMARY OF THE INVENTION
When developing an oil reservoir with severe fracturing of the reservoir, wells are placed perpendicularly or parallel to the direction of fracturing and achieve some enhanced oil recovery. However, at the same time, a significant part of the reservoir remains not affected by the impact, and the oil recovery of the reservoir is at a low level.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается за счет применения более точного метода определения доминирующего направления трещиноватости горных пород, позволяющего не только более точно определить направление трещиноватости, но и определить границы распространения трещиноватости в залежи. Кроме того, повышения нефтеотдачи достигают за счет рационального размещения скважин внутри зоны с трещиноватостью и за ее пределами. Известные способы, применяемые для определения доминирующего направления трещиноватости горных пород, дороги, ограничены перфорацией пласта, а точность измерений невелика. Для определения доминирующего направления трещиноватости горных пород согласно предложенному способу проводят непродольное вертикальное сейсмическое профилирование (НВСП). Можно воспользоваться имеющимся архивным материалом НВСП, полученным для изучения детальных структурных особенностей околоскважинного пространства. Для получения материалов НВСП источники возбуждения располагают на поверхности земли на равном удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Если наблюдения проводят выше продуктивного пласта, то работают с отраженными PS-волнами. Если наблюдения проводят глубже продуктивного пласта, то работают с проходящими обменными PS-волнами. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну (Р-волна) и обменную сейсмическую волну (PS-волна) в районе продуктивного пласта. Рассчитывают интенсивность PS-волн отношением РS/Р-волн. Строят эллипс по векторам интенсивности обменных PS-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют доминирующее направление трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. The problem is solved through the use of a more accurate method for determining the dominant direction of fracturing of rocks, which allows not only more accurately determine the direction of fracturing, but also to determine the boundaries of the propagation of fracture in the reservoir. In addition, enhanced oil recovery is achieved due to the rational placement of wells inside the fractured zone and beyond. Known methods used to determine the dominant direction of fracturing of rocks, roads, limited by perforation of the reservoir, and the accuracy of the measurements is small. To determine the dominant direction of fracturing of rocks according to the proposed method, non-longitudinal vertical seismic profiling (NVSP) is carried out. You can use the available archival material NVSP obtained to study the detailed structural features of the near-wellbore space. To obtain NVSP materials, excitation sources are located on the earth's surface at an equal distance from the well at various azimuthal angles. Seismic waves are recorded along the wellbore. If observations are carried out above the reservoir, then they work with reflected PS-waves. If observations are carried out deeper than the reservoir, then they work with passing PS-exchange waves. A direct longitudinal seismic wave (P-wave) and an exchange seismic wave (PS-wave) are distinguished in the area of the reservoir. The intensity of the PS waves is calculated by the ratio of PS / P waves. An ellipse is constructed from the intensity vectors of the PS exchange waves at different azimuthal angles. The direction of the minor axis of the ellipse determines the dominant direction of fracture. The ratio of the lengths of the major axis to the minor axis of the ellipse determines the anisotropy coefficient of the rocks in the studied formation.
В результате наклонного падения сейсмической волны на отражающую поверхность одновременно с отраженными продольными волнами возникают и поперечные PS-волны. Они, по сравнению с продольными волнами, обладают большей чувствительностью к трещиноватости. Поэтому в анизотропной среде, каковой являются трещиноватые карбонатные породы, в зависимости от азимута падения, интенсивность возникающих PS-волн бывает разной. В PS-волне колебания частиц среды происходят перпендикулярно направлению распространения сейсмического луча. Максимальное поглощение PS-волны происходит, когда колебания происходят поперек доминирующей трещиноватости - интенсивность в данном случае минимальная. Когда колебания PS-волны происходят вдоль трещиноватости, естественно, поглощение волн минимальное и интенсивность проходящих PS-волн, сформированных в верхней толще трещиноватых горных пород, максимальная. И отраженная, и проходящая обменная PS-волны, возникающие на одном пласте, несут информацию о трещиноватости пород в одинаковой степени. Имеется четкая зависимость интенсивности поперечных PS-волн от азимута падения сейсмического луча. Выявление этого эффекта лежит в основе предлагаемого изобретения. As a result of the oblique incidence of the seismic wave on the reflective surface, transverse PS waves arise simultaneously with the reflected longitudinal waves. They, in comparison with longitudinal waves, are more sensitive to fracturing. Therefore, in an anisotropic medium, such as fractured carbonate rocks, depending on the azimuth of incidence, the intensity of the resulting PS waves can be different. In the PS wave, the oscillations of the particles of the medium occur perpendicular to the direction of propagation of the seismic beam. The maximum absorption of the PS wave occurs when oscillations occur across the dominant fracture — the intensity in this case is minimal. When PS-wave vibrations occur along the fracture, naturally, the absorption of waves is minimal and the intensity of transmitted PS-waves formed in the upper thickness of the fractured rocks is maximum. Both reflected and transmitted PS exchange waves arising on the same layer carry information about the fracturing of rocks to the same extent. There is a clear dependence of the transverse PS-wave intensity on the azimuth of the incidence of the seismic beam. The identification of this effect is the basis of the invention.
Определение доминирующего направления трещиноватости достигается в результате обработки материалов. Процесс обработки содержит ряд операций по суммированию и медианной фильтрации сейсмического волнового поля, зарегистрированного сейсмоприемниками, расположенными по стволу скважины. В результате этих операций выделяются PS-волны, отраженные от исследуемого горизонта, в верхней толще которого формируется сейсмическая волна. В зависимости от азимута падения интенсивность образованных PS-волн бывает разной, так как трещиноватость пород обычно бывает ориентирована в каком-либо одном направлении. Максимальное поглощение сейсмические волны испытывают тогда, когда колебания частиц среды, в которой формируется сигнал, перпендикулярны к плоскостям трещиноватости, возникает очень слабый проходящий сигнал PS-волны. Минимальное поглощение сейсмические волны испытывают тогда, когда колебания частиц среды происходят параллельно плоскостям трещиноватости - возникает максимальный по интенсивности сигнал. Откладывая на схеме наблюдений в виде векторов интенсивность отраженных от исследуемого горизонта обменных PS-волн, можно построить эллипс анизотропии. Направление малой оси эллипса анизотропии показывает доминирующее направление трещиноватости горных пород, в которых формируется отраженная PS-волна. Отношение длины большой оси эллипса к малой оси характеризует степень анизотропии, то есть степень преобладания трещиноватостей одного направления от других направлений. Определение доминирующего направления трещиноватости по материалам непродольного вертикального сейсмического профилирования в вертикальных скважинах может быть вычислено как по отраженным, так и по проходящим PS-волнам, так как в вертикальной скважине чувствительность сейсмоприемников к сейсмическим волнам, приходящим под разными азимутальными углами, одинаковая. В наклонных скважинах, где чувствительность сейсмоприемников к сейсмическим волнам, приходящим под разными азимутальными углами, неодинакова, можно работать только с отраженными PS-волнами. Для исключения изменения чувствительности сейсмоприемников от наклона скважины рекомендуется брать отношение осредненного значения отраженной PS-волны в интервале 300 м к осредненному значению амплитуды Р-волны в этом же интервале. Это позволяет так же исключить изменения интенсивности PS-волн, связанных с возможной неидентичностью взрывов. Determination of the dominant direction of fracture is achieved as a result of processing materials. The processing process includes a series of operations for summing and median filtering of the seismic wave field recorded by geophones located along the wellbore. As a result of these operations, PS waves are reflected, reflected from the studied horizon, in the upper thickness of which a seismic wave is formed. Depending on the azimuth of the fall, the intensity of the formed PS-waves is different, since the fracture of the rocks is usually oriented in any one direction. Seismic waves experience maximum absorption when the oscillations of the particles of the medium in which the signal is formed are perpendicular to the planes of fracture, and a very weak transmitted signal of the PS wave arises. Seismic waves experience minimal absorption when oscillations of particles of the medium occur parallel to the planes of fracture — a signal with a maximum intensity occurs. Putting aside the intensity of the PS exchange waves reflected from the studied horizon in the observation scheme in the form of vectors, we can construct an anisotropy ellipse. The direction of the minor axis of the anisotropy ellipse shows the dominant direction of fracturing of rocks in which the reflected PS wave is formed. The ratio of the length of the major axis of the ellipse to the minor axis characterizes the degree of anisotropy, that is, the degree of prevalence of fractures in one direction from other directions. Determination of the dominant direction of fracturing using materials of non-longitudinal vertical seismic profiling in vertical wells can be calculated both from reflected and transmitted PS waves, since in a vertical well the sensitivity of seismic receivers to seismic waves arriving at different azimuthal angles is the same. In deviated wells, where the sensitivity of seismic receivers to seismic waves arriving at different azimuthal angles is not the same, it is possible to work only with reflected PS-waves. To exclude changes in the sensitivity of geophones from the inclination of the well, it is recommended to take the ratio of the average value of the reflected PS wave in the range of 300 m to the average value of the amplitude of the P wave in the same interval. This also makes it possible to exclude changes in the intensity of PS waves associated with the possible non-identity of the explosions.
Метод дешевый, осуществляется без проведения специальных полевых работ, так как можно использовать архивные материалы НВСП, полученные для изучения структурных особенностей околоскважинного пространства. Во-вторых, можно определить доминирующее направление трещиноватости во всех пластах, где возникает обменная PS-волна, а не только там, где есть перфорация, в-третьих, трещиноватость определяется в радиусе 200-250 м от ствола скважины, что существенно превышает радиус исследований другими геофизическими методами. The method is cheap, it is carried out without special field work, since it is possible to use archive materials of the NVSP obtained to study the structural features of the near-wellbore space. Secondly, it is possible to determine the dominant direction of fracturing in all formations where an exchange PS-wave occurs, and not only where there is perforation; thirdly, fracturing is determined in a radius of 200-250 m from the wellbore, which significantly exceeds the research radius other geophysical methods.
После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. After determining the direction of fracture of the collector, the boundaries of the site of the reservoir with a certain fracture of the reservoir are determined. The formation of the rows of producing wells is carried out at an angle to the identified direction of fracture within the boundaries of the site of the reservoir with a certain fracture of the reservoir. Injection wells are placed beyond the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir.
Размещение рядов добывающих скважин нерационально ни параллельно, ни перпендикулярно направлению трещиноватости. При параллельном размещении нефтяные потоки проходят параллельно рядам добывающих скважин, а при перпендикулярном размещении большое расстояние между скважинами предопределяет прохождение мимо них нефтяных потоков. The placement of the rows of production wells is irrational neither parallel nor perpendicular to the direction of fracture. With parallel placement, oil flows parallel to the rows of producing wells, and with perpendicular placement, the large distance between the wells determines the passage of oil flows past them.
Наиболее предпочтительным является формирование рядов добывающих скважин под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. При этом угол, близкий к 45o, т. е. от 30 до 60o, отвечает условию достижения наибольшей нефтеотдачи залежи.Most preferred is the formation of rows of production wells at an angle to the identified direction of fracture within the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir. Moreover, an angle close to 45 o , that is, from 30 to 60 o , meets the condition for achieving the highest oil recovery deposits.
Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, поскольку за границами участка проницаемость коллектора ниже, чем внутри участка залежи. Распределение потоков вытесняющего агента происходит более равномерно в зоне отсутствия трещиноватости, охват воздействием увеличивается, а следовательно, увеличивается и нефтеотдача залежи. Injection wells are placed beyond the boundaries of the reservoir area with a certain fracture of the reservoir, since the reservoir permeability is lower than the boundaries of the reservoir than inside the reservoir region. The distribution of the displacing agent flows more evenly in the zone of absence of fracturing, the impact exposure increases, and, consequently, the oil recovery of the deposit also increases.
Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. They conduct oil selection through production wells and pumping a working agent through injection wells.
Пример конкретного выполнения способа
Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками: глубина кизеловского горизонта 1450 м, пластовая температура 25oС, пластовое давление 8,5 МПа, нефтенасыщенная толщина пласта 9 м, пористость 13%, проницаемость 0,04 мкм2, нефтенасыщенность 65%, вязкость нефти 160 мПа•с, плотность нефти 0,879 т/м3.An example of a specific implementation of the method
An oil field is being developed with the following characteristics: the depth of the Kizelovsky horizon is 1,450 m, the reservoir temperature is 25 o C, the reservoir pressure is 8.5 MPa, the oil saturated layer thickness is 9 m, the porosity is 13%, the permeability is 0.04 μm 2 , the oil saturation is 65%, the oil viscosity is 160 MPa • s, oil density 0.879 t / m 3 .
Проводят изучение доминирующего направления трещиноватости карбонатных коллекторов из материалов НВСП. Для этого в добывающей скважине размещают гирлянду сейсмоприемников типа СК-5 с интервалом 20 м на глубину 1450 м, т. е. на глубине залегания кровли продуктивного кизеловского горизонта турнейского яруса. На удалении, равном глубине залегания отражающего продуктивного горизонта, - 1450 м, возбуждают сейсмическое волновое поле взрывом тротиловой шашки весом 400 г на глубине 25 м, т.е. ниже зоны малых скоростей. При этом достигают максимального радиуса исследований от ствола скважины. Сейсмическая волна, проходя через исследуемый горизонт, фиксируется сейсмоприемниками, расположенными в скважине. Время регистрации - до 2 с. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну (Р-волна) и обменную отраженную сейсмическую волну (PS-волна). В данном случае время подхода Р-волны составляет от 400 до 430 мс в интервале глубин 1050-1450 м, амплитуда - от 5 до 6 условных единиц, а время регистрации отраженной PS-волны составляет от 430 до 540 мс, амплитуда - от 1 до 3 условных единиц. Вычисляют интенсивность обменных отраженных PS-волн. Таким образом повторяют исследования от других 5 источников сейсмических волн, расположенных на поверхности под разными азимутальными углами и на равном удалении от скважины. Строят эллипс по векторам интенсивности обменных отраженных PS-волн. Для этого с каждого пункта возбуждения сейсмических волн осредненную амплитуду PS-волны делят на осредненную амплитуду Р-волны. Результаты представлены в таблице. The dominant direction of fracturing of carbonate reservoirs from materials of NVSP is studied. To do this, a garland of SK-5 type geophones with an interval of 20 m to a depth of 1450 m, i.e., at the depth of the roof of the productive Kieselovsky horizon of the Tournaisian stage, is placed in the production well. At a distance equal to the occurrence depth of the reflecting productive horizon, 1450 m, a seismic wave field is excited by the explosion of a TNT bomb weighing 400 g at a depth of 25 m, i.e. below the low speed zone. In this case, the maximum research radius from the wellbore is reached. A seismic wave passing through the studied horizon is fixed by geophones located in the well. Registration time - up to 2 s. A direct longitudinal seismic wave (P-wave) and an exchange reflected seismic wave (PS-wave) are isolated. In this case, the P-wave approach time is from 400 to 430 ms in the depth interval 1050-1450 m, the amplitude is from 5 to 6 conventional units, and the time of registration of the reflected PS wave is from 430 to 540 ms, the amplitude is from 1 to 3 conventional units. The intensity of the reflected reflected PS waves is calculated. Thus, the studies are repeated from the other 5 sources of seismic waves located on the surface at different azimuthal angles and at an equal distance from the well. An ellipse is constructed from the intensity vectors of the reflected reflected PS waves. For this, from each point of excitation of seismic waves, the averaged amplitude of the PS wave is divided by the averaged amplitude of the P wave. The results are presented in the table.
Откладывают значения отношений амплитуд PS/P для каждого пункта возбуждения под соответствующим азимутальным углом и строят эллипс распределения значений. По малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости, по отношению длин большой оси к малой оси определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. В данном случае направление доминирующей трещиноватости находится под азимутальным углом 310o, а коэффициент анизотропии пород равен 2,0. В изотропных породах коэффициент анизотропии равен 1,0.The values of PS / P amplitude ratios for each point of excitation are laid off at the corresponding azimuthal angle and an ellipse of the distribution of values is constructed. The direction of the dominant fracture is determined by the small axis of the ellipse, and the anisotropy coefficient of the rocks in the studied formation is determined by the ratio of the lengths of the major axis to the minor axis. In this case, the direction of the dominant fracture is at an azimuth angle of 310 o , and the anisotropy coefficient of the rocks is 2.0. In isotropic rocks, the anisotropy coefficient is 1.0.
По результатам измерения трещиноватости определяют границы зоны трещиноватости. Формируют 3 ряда добывающих скважин по 6 скважин в ряду под углом 30-60o к направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. 10 нагнетательных скважин размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента (воды) через нагнетательные скважины.According to the results of measuring the fracturing, the boundaries of the fracturing zone are determined. 3 rows of producing wells are formed, 6 wells in a row at an angle of 30-60 o to the direction of fracture within the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir. 10 injection wells are placed beyond the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir. They conduct oil selection through production wells and pumping a working agent (water) through injection wells.
В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 6%. As a result, oil recovery increases by 6%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи. The application of the proposed method will improve the recovery of deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002126307A RU2206725C1 (en) | 2002-10-03 | 2002-10-03 | Method of oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002126307A RU2206725C1 (en) | 2002-10-03 | 2002-10-03 | Method of oil pool development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2206725C1 true RU2206725C1 (en) | 2003-06-20 |
Family
ID=29212274
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002126307A RU2206725C1 (en) | 2002-10-03 | 2002-10-03 | Method of oil pool development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2206725C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459939C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2513390C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2519953C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
-
2002
- 2002-10-03 RU RU2002126307A patent/RU2206725C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459939C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2513390C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2519953C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2292453C2 (en) | Method for extracting a formation of hydrocarbons | |
| RU2291955C1 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| CN1268207A (en) | Stimulation of lenticular natural gas formations | |
| RU2357073C2 (en) | Method of development of mineral deposits extracted through wells | |
| Bertani et al. | An update of the Larderello-Travale/Radicondoli deep geothermal system | |
| RU2424425C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors | |
| Tong et al. | Fracture characterization of Asmari Formation carbonate reservoirs in G Oilfield, Zagros Basin, Middle East | |
| RU2230890C1 (en) | Method for oil reservoir extraction | |
| RU2206725C1 (en) | Method of oil pool development | |
| Sprunt et al. | Prediction of fracture direction using shear acoustic anisotropy | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2474679C1 (en) | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold | |
| RU2191889C1 (en) | Method of developing hydrocarbon deposits | |
| Phillips et al. | Reservoir fracture mapping using microearthquakes: Two oilfield case studies | |
| RU2526082C1 (en) | Processing of fractured reservoir | |
| Reynolds et al. | Hydraulic fracture-field test to determine areal extent and orientation | |
| RU2354809C1 (en) | Method for development of oil and gas deposits with low vertical permeability | |
| RU2797376C1 (en) | Method for determination of fractured reservoir and method for hydrocarbon production | |
| Krystinik | Development geology in eolian reservoirs | |
| Meehan | Rock mechanics issues in petroleum engineering | |
| Green et al. | VSP and Cross-hole seismic surveys used to determine reservoir characteristics of a hot dry rock geothermal system | |
| Yachmeneva et al. | Study of the effectiveness of well logging data in the identification of hydraulic fracturing cracks | |
| RU2667248C1 (en) | Method for determining spatial orientation of fracture of hydraulic fracturing in horizontal wellbore | |
| Kendall | Microseismic Monitoring of a multi-stage frac in the Bakken Formation, SE Saskatchewan | |
| Plumb | The correlation between the orientation of induced fractures and in situ stress or rock anisotropy |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091004 |