RU2231632C1 - Method of development of an oil pool - Google Patents
Method of development of an oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2231632C1 RU2231632C1 RU2003118306/03A RU2003118306A RU2231632C1 RU 2231632 C1 RU2231632 C1 RU 2231632C1 RU 2003118306/03 A RU2003118306/03 A RU 2003118306/03A RU 2003118306 A RU2003118306 A RU 2003118306A RU 2231632 C1 RU2231632 C1 RU 2231632C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gamma
- wells
- water
- units
- change
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий периодическую закачку через нагнетательные скважины углеводородной жидкости и гелеобразующего материала, закачку вытесняющего агента и отбор нефти через добывающие скважины (патент РФ №2143059, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1999.12.20).A known method of developing a water-cut oil reservoir, including periodic injection of hydrocarbon liquid and gelling material through injection wells, injection of a displacing agent and oil extraction through production wells (RF patent No. 2143059, class E 21 B 43/22, publ. 1999.12.20).
Способ позволяет провести изоляцию водопроводящих зон пласта и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Однако способ не предусматривает определения обводненных пропластков и контроля качества водоизоляционных работ, поэтому увеличение нефтеотдачи невысоко.The method allows isolation of water-conducting zones of the formation and alignment of the injectivity profile of injection wells. However, the method does not provide for the determination of waterlogged interlayers and quality control of water insulation works, therefore, the increase in oil recovery is not high.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи нефти, приуроченной к карбонатным коллекторам, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов и их перфорацию в интервале продуктивных пластов, нагнетание воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, проведение различных методов промыслово-геофизических исследований при эксплуатации скважин, в нагнетательных скважинах основного фонда методом расходометрии определение пропластка, не принимающий воду при нагнетании ее в пласт, но отдающего воду после прекращения закачки при снятии давления на устье нагнетательных скважин, по приуроченности этого пропластка к реперу выделение интервалов, идентичных в добывающих и других нагнетательных скважинах, и по данным метода нейтронно-гамма-каротажа определение фильтрационных характеристик и распространения по площади пропластка, не принимающего воду при закачке, но отдающего воду после прекращения закачки, и бурение добывающих и нагнетательных скважин резервного фонда с учетом распространения этого пропластка по площади (патент РФ №1322743, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.04.27 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir confined to carbonate reservoirs, including drilling production and injection wells of the main and reserve funds and their perforation in the interval of productive formations, pumping water through injection wells, oil production through production wells, various methods of field-geophysical studies during the operation of wells, in injection wells of the main stock by flow metering asta that does not accept water when it is injected into the reservoir, but discharges water after the injection is stopped when pressure is removed at the mouth of the injection wells, according to the confinement of this layer to the benchmark, intervals are identified that are identical in production and other injection wells, and according to the neutron-gamma method logging determination of filtration characteristics and spread over the area of the interlayer, which does not receive water during injection, but discharges water after the injection is stopped, and drilling production and injection wells of the reserve onda taking into account the distribution of this interlayer over the area (RF patent No. 1322743, class E 21 B 43/20, publ. 04/04/27 - prototype).
Известный способ не позволяет определить обводненные пропластки, провести водоизоляционные работы и, тем самым, повысить нефтеотдачу залежи.The known method does not allow to determine the waterlogged layers, to carry out waterproofing work and, thereby, increase the oil recovery of the reservoir.
В предложенном способе решается задача определения обводнившихся пропластков и повышения нефтеотдачи залежи за счет проведения водоизоляционных работ.The proposed method solves the problem of determining watered interlayers and increasing oil recovery by performing waterproofing works.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение гамма-каротажа в скважинах и выявление пропластков с характерными свойствами, согласно изобретению гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин, по исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков, принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное, по наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине, в обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах, снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ и по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells, taking oil through production wells, conducting gamma-ray logging in wells and identifying interlayers with characteristic properties, according to the invention, gamma-ray logging curves are taken during the operation of the wells, the studied wells combine the subsequent and previous gamma-ray curves, build a difference curve between the values of the gamma units of the subsequent and previous curves, the maximum difference between values of gamma units are taken as 100%, determine the dynamics and% changes in gamma units in the zones of productive layers, it is assumed that the movement of formation water is weak when the gamma units change to 25%, from 25 to 75% - average, more than 75% - intensive, by the presence of watering dynamics, they judge the progress of formation water to the well, in flooded interlayers, measures are taken to isolate formation water and equalize the injectivity profile in wells, gamma-ray logging curves are taken before and after waterproofing operations and by a step change in gamma-ray indices are judged on the passage of the waterproofing agent.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;1) injection of a working agent through injection wells;
2) отбор нефти через добывающие скважины;2) oil extraction through production wells;
3) проведение гамма-каротажа в скважинах;3) gamma-ray logging in wells;
4) выявление пропластков с характерными свойствами;4) identification of interlayers with characteristic properties;
5) снятие гамма-каротажных кривых в процессе эксплуатации скважин;5) the removal of gamma-ray logs during the operation of wells;
6) по исследуемым скважинам совмещение последующей и предыдущей кривых гамма-каротажа;6) for the studied wells, the combination of the subsequent and previous gamma-ray logging curves;
7) построение кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой;7) building a curve of the difference between the values of the gamma units of the subsequent and previous curve;
8) принятие максимальной разницы между значениями гамма-единиц за 100%;8) accepting the maximum difference between the values of gamma units as 100%;
9) определение динамики и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков;9) determination of the dynamics and% change in gamma units in the zones of productive layers;
10) принятие, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное;10) the assumption that the movement of formation water is weak when the gamma units change to 25%, from 25 to 75% - average, more than 75% - intense;
11) по наличию динамики обводнения суждение о продвижении пластовых вод к скважине;11) on the presence of watering dynamics, a judgment on the promotion of formation water to the well;
12) в обводненных пропластках проведение мероприятий по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах;12) in flooded interlayers, carrying out measures to isolate formation water and align the injectivity profile in wells;
13) снятие гамма-каротажных кривых до и после водоизоляционных работ;13) removal of gamma-ray logging curves before and after waterproofing works;
14) по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа суждение о прохождении водоизолирующего агента,14) judging by the abrupt change in gamma-ray indices, the passage of a waterproofing agent,
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-14 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-4 are common with the prototype, signs 5-14 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи происходит неравномерное обводнение пропластков. Установить, какой пропласток и в какой степени обводнился, бывает весьма затруднительно. В предложенном способе решена задача определения обводненности пропластков посредством гамма-каротажа в скважинах. Последующее проведение водоизоляционных работ способствует повышению выработки пропластков, повышению нефтеотдачи залежи.When developing an oil deposit, uneven flooding occurs. It is very difficult to establish which layer and to what extent has been flooded. In the proposed method, the problem of determining the water cut of the layers by means of gamma-ray logging in wells is solved. Subsequent waterproofing works contribute to the increase in the production of interlayers, increase oil recovery deposits.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин. Способ основан на том факте, что пластовая вода вымывает радиоактивные элементы породы (соли) и несет их к добывающим скважинам. Радиоактивные элементы породы накапливаются в прискважинной зоне, откладываются на трубах, их сорбируют глины. При гамма-каротаже такие отложения определяют и фиксируют. По исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, т.е. накладывают одну кривую на другую. Нормализуют кривые, т.е. устанавливают единый масштаб и единую систему измерений (гаммы, рентгены, импульсы/мин). Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой. Определяют зоны, где изменение разницы значений гамма-каротажа заметно, определяют продолжительность зон по глубине и по амплитуде (величине разницы значений). По наличию выявленных зон определяют движение (приток) пластовых вод (может быть даже добытых как попутные и закачанных обратно в скважины). Максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%. Определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков. В добывающих скважинах принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное. По наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине. В обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах. Водоизоляционные работы проводят на пресной, т.е. на непластовой воде. Поэтому при закачке водоизолирующих составов радиоактивные элементы породы оттесняются от скважины и значение гамма единиц снижается. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ. По скачкообразному изменению (уменьшению) значений гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента.When developing an oil deposit, the working agent is pumped through injection wells and oil is taken through production wells. Gamma-ray curves are taken during the operation of wells. The method is based on the fact that produced water leaches radioactive elements of the rock (salt) and carries them to the producing wells. Radioactive elements of the rock accumulate in the near-wellbore zone, are deposited on the pipes, clay sorb them. In gamma-ray logging, such deposits are determined and recorded. For the studied wells, the subsequent and previous gamma-ray logging curves are combined, i.e. superimpose one curve on another. Normalize curves, i.e. establish a single scale and a single measurement system (gamma, x-rays, pulses / min). A difference curve is constructed between the gamma units of the subsequent and previous curves. Zones are determined where the change in the difference in gamma-ray logging values is noticeable, the duration of the zones is determined in depth and in amplitude (the magnitude of the difference in values). The presence of identified zones determines the movement (inflow) of formation water (it can even be produced as associated water and pumped back into the wells). The maximum difference between the values of gamma units is taken as 100%. The dynamics and% change in gamma units in the zones of productive layers are determined. In producing wells, it is assumed that formation water movement is weak when the gamma units change to 25%, from 25 to 75% - average, more than 75% - intense. By the presence of watering dynamics, they are judging the progress of formation water towards the well. In irrigated interlayers, measures are taken to isolate formation water and align the injectivity profile in wells. Waterproofing works are carried out on fresh, i.e. on unplastic water. Therefore, when injecting water-insulating compositions, the radioactive elements of the rock are pushed away from the well and the value of gamma units decreases. Remove gamma-ray curves before and after waterproofing. By the abrupt change (decrease) in the values of gamma-ray logging, the passage of the waterproofing agent is judged.
Аналогичным образом по нагнетательным скважинам определяют, куда идет рабочий агент - в продуктивный пропласток или мимо.Similarly, by injection wells, it is determined where the working agent goes - to the productive layer or past.
Пример конкретного выполненияConcrete example
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 - 8 м, начальное пластовое давление - 11 МПа, пластовая температура - 25°С, 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%.An oil reservoir of the Romashkinskoye field is being developed with the following characteristics: porosity - 11.9%, permeability - 0.029 μm 2 , oil saturation - 61.1%, absolute mark of water-oil contact - 870 m, average oil-saturated thickness - 8 m, initial reservoir pressure - 11 MPa , reservoir temperature - 25 ° С, reservoir oil parameters: density - 930 kg / m 3 , viscosity - 46 MPa · s, saturation pressure - 1.8 MPa, gas content - 15.2 m 3 / t, sulfur content - 3, 64%
Закачивают рабочий агент - высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м3 с нижнего горизонта через ряды нагнетательных скважин с 10 скважинами в каждом ряду. Отбирают нефть через ряды добывающих скважин по 10 добывающих скважин в каждом ряду. Расстояние между скважинами в рядах составляет 500 м.A working agent is pumped - highly mineralized water with a density of 1180-1200 kg / m 3 from the lower horizon through rows of injection wells with 10 wells in each row. Oil is taken through the rows of production wells of 10 production wells in each row. The distance between the wells in the rows is 500 m.
Используют архивные данные гамма-каротажа, полученные в открытом стволе скважин до начала эксплуатации, т.е. при бурении.Use archived gamma-ray data obtained in an open wellbore prior to operation, i.e. when drilling.
Одна из скважин пробурена как добывающая. Начальный дебит составил 7,6 т/сут, обводненность - 60%. Через 14 лет обводненность возросла до 99,4%. В скважине снимают гамма-каротажные кривые. Совмещают кривую, полученную в необсаженной скважине при ее строительстве, и кривую, полученную через 14 лет эксплуатации, т.е. накладывают одну кривую на другую. Нормализуют кривые, т.е. устанавливают единый масштаб и единую систему измерений - гаммы. Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц второй и первой кривой. Для этого составляют уравнение прямой по опорным точкам Y=f(x) для пары кривых гамма-каротажа, где Y - значения гамма-каротажа, х - глубина скважины. Определяют коэффициенты (а, b) формулы преобразования кривых гамма-каротажа к одной усредненной кривой Y*=ax+b, т.е. устанавливают единый масштаб и единую систему измерений - гаммы. Находят расхождение между расчетными параметрами Y* и измеренными Y показаниями повторного замера гамма-каротажа Δ=Y-Y* и строят кривую этой разности.One of the wells was drilled as producing. The initial flow rate was 7.6 tons / day, the water cut was 60%. After 14 years, water cut increased to 99.4%. Gamma-ray logs are taken in the well. Combine the curve obtained in an open-hole well during its construction and the curve obtained after 14 years of operation, i.e. superimpose one curve on another. Normalize curves, i.e. establish a single scale and a single measurement system - gamma. A difference curve is constructed between the gamma units of the second and first curves. To do this, compose a straight line for the reference points Y = f (x) for a pair of gamma-ray logging curves, where Y are the gamma-ray logging values, x is the well depth. The coefficients (a, b) of the formula for transforming the gamma-ray curves to one averaged curve Y * = ax + b are determined, i.e. establish a single scale and a single measurement system - gamma. A discrepancy is found between the calculated parameters Y * and the measured Y readings of the re-measurement of gamma-ray log Δ = YY * and a curve is constructed of this difference.
Для данной скважины диапазон расхождения гамма-единиц составляет 0,25-10 гамм. Разницу между максимальным и минимальным значением гамма-единиц при совмещении кривых гамма-каротажа для данной скважины принимают за 100% (в частности, около 10 гамм). Выявляют, что для продуктивных пропластков среднее значение изменения (разницы между значениями гамма-единиц) по участку разработки составляет 60%. Аналогично проводят исследования в других скважинах.For this well, the range of divergence of gamma units is 0.25-10 gamma. The difference between the maximum and minimum values of gamma units when combining gamma-ray logging curves for a given well is taken as 100% (in particular, about 10 gamma). It is revealed that for productive layers the average value of the change (the difference between the values of gamma units) in the development area is 60%. Similarly conduct research in other wells.
Выявляют, что в двух добывающих скважинах на трех пропластках толщиной по 1 м изменение гамма-единиц составляет величину порядка 80-90%. Принимают решение о проведении водоизоляционных работ в этих пропластках. Избирательно и поинтервально в эти пропластки закачивают по 2 м3 жидкостекольного водоизолирующего раствора на пресной воде. Проводят технологическую выдержку для отверждения. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ. Определяют, что в двух пропластках произошло уменьшение гамма-единиц практически до нуля. Делают вывод о прохождении водоизолирующего агента в эти пропластки. В третьем пропластке уменьшение гамма-единиц произошло на 10%. Делают вывод о необходимости повторных водоизолирующих мероприятий в данном пропластке.It is revealed that in two production wells on three interlayers 1 m thick each, the change in gamma units amounts to about 80-90%. Decide on the implementation of waterproofing works in these layers. 2 m 3 of a liquid-glass insulating solution in fresh water is pumped selectively and interval into these layers. Carry out technological exposure for curing. Remove gamma-ray curves before and after waterproofing. It is determined that in two interlayers there was a decrease in gamma units to almost zero. A conclusion is drawn on the passage of a water-insulating agent into these interlayers. In the third interlayer, a decrease in gamma units occurred by 10%. Make a conclusion about the need for repeated waterproofing measures in this layer.
Выявляют, что в трех добывающих скважинах в одном пропластке толщиной 1 м изменение гамма-единиц составляет величину порядка 20%. Делают вывод о необходимости перераспределения потоков рабочего агента в залежи в данный пропласток.It is revealed that in three production wells in one interlayer 1 m thick, the change in gamma units is about 20%. They conclude that it is necessary to redistribute the flows of the working agent into the deposits in this interlayer.
В результате применения предложенного способа нефтеотдача залежи возросла на 3% и составила 41%.As a result of the application of the proposed method, oil recovery increased by 3% and amounted to 41%.
Применение способа позволит определить обводнившиеся пропластки и повысить нефтеотдачу залежи за счет проведения водоизоляционных работ.The application of the method will allow to determine the waterlogged interlayers and increase the oil recovery of the deposit due to the carrying out of waterproofing works.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003118306/03A RU2231632C1 (en) | 2003-06-21 | 2003-06-21 | Method of development of an oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003118306/03A RU2231632C1 (en) | 2003-06-21 | 2003-06-21 | Method of development of an oil pool |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2231632C1 true RU2231632C1 (en) | 2004-06-27 |
Family
ID=32847056
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003118306/03A RU2231632C1 (en) | 2003-06-21 | 2003-06-21 | Method of development of an oil pool |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2231632C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2477790C2 (en) * | 2009-12-31 | 2013-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for changing multi-phase flow using one high-active and one or more low-active radioactive sources |
RU2611131C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазПродакшнИнжиниринг" | Method for detection of watering wells and water inflow intervals in gas wells |
RU2623389C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-06-26 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determining the volume of the oil-fuel mixture obtained from the oil well |
-
2003
- 2003-06-21 RU RU2003118306/03A patent/RU2231632C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2477790C2 (en) * | 2009-12-31 | 2013-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for changing multi-phase flow using one high-active and one or more low-active radioactive sources |
RU2611131C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазПродакшнИнжиниринг" | Method for detection of watering wells and water inflow intervals in gas wells |
RU2623389C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-06-26 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determining the volume of the oil-fuel mixture obtained from the oil well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
RU2005105146A (en) | METHOD FOR DEVELOPING A HYDROCARBON DEPOSIT | |
Baker | Reservoir management for waterfloods-Part II | |
RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2513955C1 (en) | Method for development of stratified oil deposits | |
Chertovskikh et al. | Problems of oil and gas production in the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field associated with halite depositing | |
RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2231632C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
RU2394981C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
Temizel et al. | An analysis of scale buildup in seawater injection of waterflooding operations | |
RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
Al-Jasmi et al. | Improving well productivity in North Kuwait well by optimizing radial drilling procedures | |
Talash et al. | Summary of performance and evaluations in the west burkburnett chemical waterflood project | |
RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
Demidov et al. | Justifying method of enhancing oil recovery of multi-zone reservoirs including hydrodynamic connected reservoirs | |
RU2768785C1 (en) | Method for restoring destroyed oil fields | |
RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
Grinchenko et al. | Development history case of a major oil-gas-condensate field in a new province | |
RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100622 |