RU2277630C1

RU2277630C1 - Oil field development method

Info

Publication number: RU2277630C1
Application number: RU2004132408/03A
Authority: RU
Inventors: Ильфат Нагимович Файзуллин (RU); Ильфат Нагимович Файзуллин; Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU); Рашит Газнавиевич Рамазанов; Александр Владиславович Фёдоров (RU); Александр Владиславович Фёдоров; Ракиба Мухаметзакировна Хисамова (RU); Ракиба Мухаметзакировна Хисамова; Рамзи Ринатовна Тимергалеева (RU); Рамзия Ринатовна Тимергалеева
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2004-11-05
Filing date: 2004-11-05
Publication date: 2006-06-10
Also published as: RU2004132408A

Abstract

FIELD: oil field development, particularly obtaining oil from a deposit by flooding.

SUBSTANCE: method involves drilling injection and production wells; injecting liquid in wells and extracting product. Wells are drilled along with local valleys and projections investigating. Natural formation water directions are assigned as water flow direction from projections to valleys. Then formation permeability anisotropies created by above flow are determined. Peripheral and line injection wells are located in correspondence with natural formation water flow direction, namely at outer oil-bearing contour from natural formation water flow entering side. Intracontour well rows are additionally arranged substantially transversally to natural formation water flow direction. Production wells are drilled substantially transversally to natural formation water flow direction.

EFFECT: increased oil output due to improved high-permeable formation injectivity and decreased number of injection wells.

1 ex, 2 dwg

Description

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных месторождений, эксплуатируемых при помощи заводнения.The proposed method relates to the field of development of oil fields exploited by flooding.

Известен способ разработки нефтяного месторождения при помощи законтурного заводнения (Р.Х.Муслимов. "Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения". Издательство Казанского Университета, 2003 г., стр.79-80).A known method of developing an oil field using bypass flooding (R.K. Muslimov. "Modern methods of managing the development of oil fields using water flooding". Kazan University Press, 2003, pp. 79-80).

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения многопластовых залежей и высокая обводненность нефтяной продукции.The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery of multilayer deposits and high water cut of oil products.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку жидкости, отбор продукции. (Р.Х.Муслимов. "Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения". Издательство Казанского Университета, 2003 г. стр.79-80).The closest in technical essence to the proposed is a method of developing an oil field, including drilling injection and producing wells, pumping fluid, selection of products. (R.Kh. Muslimov. "Modern methods for managing oil field development using water flooding". Kazan University Press, 2003, pp. 79-80).

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения, а также высокая обводненность продукции нефтяных залежей и неполный охват заводнением нефтяных пластов, вследствие наложения зон потенциального влияния скважин, что говорит о нерациональном размещении нагнетательных скважин.The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery, as well as high water cut in the production of oil deposits and incomplete coverage by water flooding of oil reservoirs, due to the imposition of zones of potential impact of wells, which indicates the irrational distribution of injection wells.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения и увеличение экономической эффективности за счет увеличения приемистости высокопроницаемых пластов и сокращения количества нагнетательных скважин.The technical task of the proposed method is to increase oil recovery and increase economic efficiency by increasing the injectivity of highly permeable formations and reducing the number of injection wells.

Указанная задача достигается описываемым способом разработки нефтяного месторождения включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку жидкости, отбор продукции.This problem is achieved by the described method of developing an oil field, including the injection and production wells drilling, fluid injection, production selection.

Новым является то, что бурение скважин ведут с изучением поднятий и впадин, определением направления движения естественного потока пластовых вод как направления этого потока от поднятия к впадине и определением созданных этим потоком анизотропий проницаемости пластов, при этом законтурные и приконтурные нагнетательные скважины размещают в соответствии с направлением движения естественного потока пластовых вод - на внешнем контуре нефтеносности со стороны поступления естественного потока пластовых вод, дополнительно размещают внутриконтурные ряды нагнетательных скважин субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод, бурят горизонтальные добывающие скважины субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод.What is new is that wells are drilled with studies of elevations and depressions, determining the direction of movement of the natural flow of formation water as the direction of this flow from the rise to the depression, and determining the formation permeability anisotropies created by this stream, while the outflow and near-edge injection wells are placed in accordance with the direction the movement of the natural flow of formation water - on the external contour of the oil from the side of the natural flow of formation water, additionally placed inside ikonturnye rows of injection wells subperpendikulyarno natural direction of flow of formation water production wells drilled horizontal direction subperpendikulyarno natural flow of formation water.

На фиг.1а) представлена схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на участке залежи по прототипу.On figa) presents a layout of injection and production wells in the area of the deposits of the prototype.

На фиг.1б) представлена схема размещения нагнетательных и добывающих скважин на участке залежи по предлагаемому способу разработки нефтяного месторождения.On figb) presents a diagram of the location of injection and production wells in the reservoir by the proposed method of developing an oil field.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

Месторождение, разбуривают вертикальными 1, 2 и горизонтальными скважинами 3. Сетка разбуривания зависит от размеров месторождения и его геологического строения. Разбуривание вертикальных скважин 1, 2 позволяет уточнить геологическое строение месторождения и наметить размещение горизонтальных добывающих скважин 3. Исследуют законтурную область, определяют наличие гидродинамической связи законтурной области с залежами нефти гидропрослушиванием. По полученным результатам определяют вид воздействия на нефтяные пласты, затем бурят нагнетательные скважины. При бурении нагнетательных скважин изначально изучается геологическая характеристика данного месторождения, определяется где находятся региональные поднятия и впадины, таким образом, определяется направление движения естественного потока пластовых вод (от поднятия к впадине) и созданных этим потоком анизотропий проницаемости пластов. Затем законтурные и приконтурные нагнетательные скважины бурятся на внешнем контуре нефтеносности 5 таким образом, чтобы они размещались со стороны поступления естественного потока пластовых вод (фиг.1б). Дополнительно размещают внутриконтурные 4 ряды нагнетательных скважин субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод, бурят горизонтальные добывающие скважины субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод. Запускают в работу добывающие горизонтальные и вертикальные скважины для отбора продукции и нагнетательные скважины под закачку жидкости. Происходит снижение пластового давления в пределах залежи. Жидкость, нагнетаемая в приконтурную область, двигается в направлении залежи, совпадающей с направлением естественного потока подземных вод, что способствует увеличению приемистости нагнетательных скважин и повышению пластового давления в зоне отбора продукции. Происходит увеличение дебитов добывающих скважин. Ввиду эффективности нагнетания получаем экономическую выгоду в связи с сокращением количества нагнетательных скважин.The field is drilled with vertical 1, 2 and horizontal wells 3. The drilling grid depends on the size of the field and its geological structure. Drilling vertical wells 1, 2 allows you to clarify the geological structure of the field and outline the placement of horizontal production wells 3. Explore the marginal region, determine the presence of hydrodynamic connection of the marginal region with oil deposits by hydro-listening. Based on the results obtained, the type of impact on oil reservoirs is determined, then injection wells are drilled. When drilling injection wells, the geological characteristic of this field is initially studied, where regional uplifts and depressions are located, thus, the direction of movement of the natural flow of formation water (from the rise to the depression) and the formation permeability anisotropies created by this flow are determined. Then, the near-circuit and near-side injection wells are drilled on the external oil-bearing circuit 5 so that they are located on the supply side of the natural formation water stream (Fig. 1b). Additionally, 4 contour rows of injection wells are placed subperpendicular to the direction of the natural flow of formation water, horizontal production wells are drilled subperpendicular to the direction of the natural flow of formation water. Production horizontal and vertical wells are launched for production selection and injection wells for pumping fluid. There is a decrease in reservoir pressure within the reservoir. The fluid injected into the near-edge region moves in the direction of the reservoir, which coincides with the direction of the natural groundwater flow, which contributes to an increase in injectivity of injection wells and an increase in reservoir pressure in the production selection zone. There is an increase in production wells. Due to the efficiency of injection, we obtain economic benefits due to the reduction in the number of injection wells.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

На участке месторождения осуществили геологические исследования, определили местонахождение поднятий и прогибов и/или построили геологическую модель с целью определения направления естественного потока пластовых вод и созданных этим потоком анизотропии проницаемости пластов. Разбурили участок месторождения проектной сеткой вертикальных добывающих 2 и нагнетательных 1 скважин и горизонтальных добывающих скважин 3. Поднятие находится на северо-востоке, а прогиб на юго-западе. Приконтурные и законтурные нагнетательные скважины 1 пробурили со стороны поднятия к прогибу на внешнем контуре 5, (фиг.1б) осуществили его обустройство. Дополнительно разместили внутриконтурные 4 ряды нагнетательных скважин субперепендикулярно направлению естественного потока пластовых вод, пробурили горизонтальные добывающие скважины субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод. Произвели закачку агента в нагнетательные 1 и добычу нефти из добывающих скважин 2. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Построили литологические карты и подсчитали запасы нефти, по характеристикам вытеснения определили извлекаемые запасы. На участке - 4800 тыс.т геологических и 2400 тыс.т извлекаемых запасов. Пустили нагнетательные скважины 1 под закачку, произвели добычу из добывающих вертикальных 2 и горизонтальных скважин 3.Geological studies were carried out at the field site, the location of uplifts and troughs was determined, and / or a geological model was constructed to determine the direction of the natural flow of formation water and the formation permeability anisotropy generated by this stream. We drilled a section of the field with a design grid of vertical production 2 and injection 1 wells and horizontal production wells 3. The uplift is in the northeast, and the deflection is in the southwest. The near-side and near-side injection wells 1 were drilled from the side of the rise to the deflection on the outer contour 5, (Fig. 1b) they were arranged. Additionally, 4 contour rows of injection wells were placed perpendicular to the direction of the natural flow of formation water, horizontal production wells were drilled subperpendicular to the direction of the natural flow of formation water. Agent was injected into injection 1 and oil was extracted from production wells 2. Oil, water and injection were measured. We built lithological maps and calculated oil reserves; recoverable reserves were determined by the displacement characteristics. On the site - 4800 thousand tons of geological and 2400 thousand tons of recoverable reserves. We launched injection wells 1 for injection, produced production from producing vertical 2 and horizontal wells 3.

Начальный средний дебит добывающих скважин по известному способу составляет q_н=5,4 т/сут., по предлагаемому способу q_н=11 т/сут. Среднегодовая добыча нефти до применения способа составила бы 1836 т, после применения предлагаемого способа составит 3740 т на одну скважину. Следовательно, за счет применения данного способа разработки нефтяных месторождений дополнительно будет добыто 1904 т на одну скважину, на всем участке за год будет дополнительно добыто 24752 тонн нефти.The initial average flow rate of producing wells according to the known method is q _n = 5.4 t / day. According to the proposed method, q _n = 11 t / day. The average annual oil production before applying the method would be 1836 tons, after applying the proposed method would be 3740 tons per well. Consequently, through the use of this method of developing oil fields, 1904 tons per well will be additionally produced, and 24752 tons of oil will be additionally produced over the entire area over the year.

Цена дополнительно добытой нефти в рублях составит (при цене на нефть 3500 руб за тонну) 86,632 млн. руб. При этом экономическую выгоду получаем еще и за счет сокращения числа нагнетательных скважин. При средних затратах на одну нагнетательную скважину в 10 млн.руб. экономия за весь период работ составит 30 млн.руб.The price of additionally produced oil in rubles will be (at an oil price of 3,500 rubles per ton) 86.632 million rubles. At the same time, we also obtain economic benefits by reducing the number of injection wells. At an average cost per injection well of 10 million rubles. savings for the entire period of work will be 30 million rubles.

Дополнительные затраты на бурение горизонтальных скважин составит 24 млн.руб., среднегодовые эксплуатационные затраты на добычу дополнительно добытой нефти составят, при производственных расходах на добычу нефти 2 тыс.рублей за тонну,Additional costs for drilling horizontal wells will amount to 24 million rubles, the average annual operating costs for the production of additionally produced oil will be, with production costs for oil production 2 thousand rubles per ton,

24752·2000=49,504 млн.руб.24752 · 2000 = 49.504 million rubles.

Экономия за год по сравнению с известным способом составит:Savings for the year compared with the known method will be:

86,632+30-49,504=67,128 млн.руб.86.632 + 30-49.504 = 67.128 million rubles.

Среднегодовой экономический эффект составит 67,128 млн. руб., на 1 скважину - 4,1955 млн.руб.The average annual economic effect will amount to 67.128 million rubles, for 1 well - 4.1955 million rubles.

Claims

A method of developing an oil field, including the injection and production wells drilling, fluid injection, product selection, characterized in that the wells are drilled with the study of rises and depressions, determining the direction of movement of the natural flow of formation water as the direction of this flow from the rise to the depression and determining created by this the permeability anisotropy flow of the formations, while the circumferential and contour injection wells are placed in accordance with the direction of movement of the natural flow of the reservoir sewage water - on the external contour of oil content from the side of the natural flow of formation water, additionally outline the contour rows of injection wells subperpendicular to the direction of the natural flow of formation water, horizontal production wells are drilled subperpendicular to the direction of the natural flow of formation water.