RU2304703C1 - Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector - Google Patents
Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector Download PDFInfo
- Publication number
- RU2304703C1 RU2304703C1 RU2006138571/03A RU2006138571A RU2304703C1 RU 2304703 C1 RU2304703 C1 RU 2304703C1 RU 2006138571/03 A RU2006138571/03 A RU 2006138571/03A RU 2006138571 A RU2006138571 A RU 2006138571A RU 2304703 C1 RU2304703 C1 RU 2304703C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- injection
- working agent
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с низкопроницаемым терригенным коллектором.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits with a low permeability terrigenous reservoir.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме. В соответствии с изобретением формируют водяной слой в нижней части залежи. Период закачки воды и период перерыва в закачке воды выбирают в соответствии с аналитическим выражением (Патент РФ №2233971, кл. Е21В 43/20, опублик. 2004.08.10).A known method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells, transferring part of the production wells to injection wells and pumping water through injection wells in a cyclic mode. In accordance with the invention, an aqueous layer is formed at the bottom of the reservoir. The period of water injection and the period of interruption in the injection of water is selected in accordance with the analytical expression (RF Patent No. 2233971, CL EV 43/20, published. 2004.08.10).
Известный способ обеспечивает увеличение безводной и конечной нефтеотдачи за счет учета при определении периода закачки воды и периода перерыва в закачке воды движения пластовой жидкости под действием гравитационных сил.The known method provides an increase in anhydrous and final oil recovery by taking into account when determining the period of water injection and the period of interruption in the injection of water, the movement of the reservoir fluid under the action of gravitational forces.
Однако одноразовый перевод добывающих скважин в нагнетательные не обеспечивает высокой нефтеотдачи залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором.However, a one-time transfer of production wells to injection wells does not provide high oil recovery deposits with low permeability terrigenous reservoir.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, состоящий в следующем. Залежь разбуривают по площадной схеме. Через нагнетательные скважины производят закачку воды, а через добывающие - отбор пластовых флюидов. После достижения предельной обводненности продукции добывающих скважин разрежают сетку скважин. Для этого добывающие скважины останавливают, а нагнетательные скважины соседних элементов разработки переводят на отбор нефти. В процессе разработки контролируют объемы отбираемых флюидов и при достижении обводненности, равной первоначальной обводненности продукции нагнетательных скважин в момент их перевода на отбор нефти, вновь начинают закачку воды через нагнетательные скважины. Добывающие скважины пускают в эксплуатацию и восстанавливают исходную систему разработки. Далее процесс повторяют в описанной последовательности до предельной выработки остаточных целиков нефти, формирующихся между добывающими скважинами (Патент РФ №2011805, кл. Е21В 43/20, опублик. 1994.04.30 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, consisting in the following. The deposit is drilled according to the areal scheme. Water is injected through injection wells, and formation fluids are selected through production wells. After reaching the maximum water cut of the production of producing wells, the grid of wells is cut. To do this, production wells are stopped, and injection wells of neighboring development elements are transferred to oil selection. During the development process, the volumes of the selected fluids are controlled and, when the water cut is equal to the initial water cut of the production of injection wells at the time of their transfer to oil selection, water is again pumped through the injection wells. Production wells are put into operation and the original development system is restored. Next, the process is repeated in the described sequence until the maximum production of residual pillars of oil formed between the producing wells (RF Patent No. 2011805, CL EV 43/20, published. 1994.04.30 - prototype).
Способ обеспечивает достаточно высокую нефтеотдачу традиционных залежей нефти, однако способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с низкопроницаемым терригенным коллектором с достижением высокой нефтеотдачи.The method provides a sufficiently high oil recovery of traditional oil deposits, however, the method does not allow to develop an oil reservoir with a low permeable terrigenous reservoir to achieve high oil recovery.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором.The invention solves the problem of increasing oil recovery of oil deposits with low permeability terrigenous reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, периодическую остановку нагнетательной скважины, перевод скважины в добывающую и отбор нефти, остановку скважины, перевод скважины в нагнетательную и закачку рабочего агента, согласно изобретению после перевода скважины в нагнетательную закачку рабочего агента проводят с повышением давления закачки до снижения приемистости пласта ниже приемлемой по условиям разработки, в период остановки скважины поводят технологическую выдержку до снижения забойного давления до его стабилизации и опадания конусов обводнения в призабойной зоне скважины и скапливания нефти в стволе скважины, а после перевода скважины в добывающую отбор нефти проводят до практически полной обводненности нефти и снижения забойного и пластового давления в околоскважинной зоне, обеспечивающего рабочую приемистость пласта при закачке рабочего агента.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir with a low permeable terrigenous reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells, periodically shutting down the injection well, transferring the well to production and taking oil, stopping the well, transferring the well to the injection and the injection of the working agent according to the invention after transferring the well to the injection injection of the working agent is carried out with increasing injection pressure to reduce the injectivity the formation is lower than acceptable according to the development conditions, during the shutdown of the well, technological shutter speed is maintained until the bottomhole pressure decreases until it stabilizes and the watering cones fall in the bottomhole zone of the well and oil accumulates in the wellbore, and after the well is transferred to the production oil selection, the oil is almost completely cut in water and reducing downhole and reservoir pressure in the near-wellbore zone, providing working injectivity of the formation during the injection of the working agent.
При эксплуатации нагнетательной скважины как добывающей возможна интенсифицикация отбора нефти через ближайшие добывающие скважины.During the operation of an injection well as a producing well, intensification of oil extraction through the nearest producing wells is possible.
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) selection of oil through production wells;
3) периодическая остановка нагнетательной скважины, перевод скважины в добывающую и отбор нефти, остановка скважины, перевод скважины в нагнетательную и закачка рабочего агента;3) periodic shutdown of the injection well, transfer of the well to the producing and oil extraction, shutdown of the well, transfer of the well to the injection and injection of the working agent;
4) после перевода скважины в нагнетательную закачку рабочего агента проводят с повышением давления закачки до снижения приемистости пласта ниже приемлемой по условиям разработки;4) after the well is transferred to the injection of the working agent, the injection pressure is increased to increase the injectivity of the formation below acceptable under the development conditions;
5) в период остановки скважины проводят технологическую выдержку до снижения и стабилизации забойного давления, опадания конусов обводнения в призабойной зоне скважины и скапливания нефти в стволе скважины;5) during the shutdown period of the well, technological endurance is carried out until the bottomhole pressure is reduced and stabilized, watering cones fall in the bottomhole zone of the well and oil accumulates in the wellbore;
6) после перевода скважины в добывающую отбор нефти до практически полной обводненности нефти и снижения забойного и пластового давления в околоскважинной зоне, обеспечивающего рабочую приемистость пласта при закачке рабочего агента;6) after transferring the well into production oil extraction to an almost complete water cut of oil and lowering the bottomhole and reservoir pressure in the near-wellbore zone, which ensures working injectivity of the formation during injection of the working agent;
7) при эксплуатации нагнетательной скважины как добывающей интенсифицируют отбор нефти через ближайшие добывающие скважины.7) during the operation of the injection well as producing, intensify the selection of oil through the nearest producing wells.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 7 является частным признаком изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-6 are the salient features of the invention, sign 7 is a particular feature of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором традиционно применяемые технологии не обеспечивают высокой нефтеотдачи залежи, поскольку разработка ведется без учета особенностей низкопроницаемого терригенного коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir with a low permeable terrigenous reservoir, the traditionally applied technologies do not provide high oil recovery, since the development is carried out without taking into account the features of a low permeable terrigenous reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of oil deposits with low permeability terrigenous reservoir. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Проводят периодическую остановку очередной нагнетательной скважины, перевод скважины в добывающую и отбор нефти, остановку скважины как добывающей, перевод скважины в нагнетательную и закачку рабочего агента. После перевода скважины в нагнетательную закачку рабочего агента проводят с постепенным повышением давления закачки. Это вызвано тем, что низкопроницаемый терригенный пласт при закачке начинает принимать все меньшее количество рабочего агента. В призабойной зоне скважины растет пластовое давление, которое оказывает противодавление закачке рабочего агента. Вследствие низкой проницаемости коллектора и низкой пьезопроводности выравнивание давления, его распределение по пласту принимает затяжной долговременный характер и не успевает за подъемом давления от закачки рабочего агента. Для компенсации этого поднимают давление закачки до величин порядка 18-20 МПа, что близко к давлению гидроразрыва пласта. Бесконечно увеличивать давление закачки невозможно. Наступает момент, когда приходится прекращать закачку, поскольку никакое увеличение давления закачки не компенсирует снижение приемистости скважины. Приемистость пласта становится ниже приемлемой по условиям разработки порядка 10-20 м3/сут. В этот период останавливают скважину как нагнетательную и проводят технологическую выдержку, в течение которой происходит снижение забойного давления до его стабилизации, опадание конусов обводнения в призабойной зоне скважины и скапливание нефти в стволе скважины. Как правило, продолжительность технологической выдержки бывает достаточной порядка 4-15 сут. Скважину переводят в добывающую. Производят отбор нефти до практически полной обводненности нефти, т.е. достижения рентабельного уровня, и снижения забойного и пластового давления в околоскважинной зоне, что после обеспечивает рабочую приемистость пласта при эксплуатации скважины как нагнетательной и закачке рабочего агента. Переводы скважины в нагнетательную и добывающую повторяют. Аналогичные работы выполняют и на других нагнетательных скважинах залежи.When developing an oil reservoir with a low permeable terrigenous reservoir, the working agent is pumped through injection wells and oil is taken through production wells. A periodic shutdown of the next injection well is carried out, the well is transferred to the producing and oil extraction, the well is shut down as the producing well, the well is transferred to the injection and the working agent is injected. After the well is transferred to the injection of the working agent, the injection pressure is gradually increased. This is due to the fact that the low-permeability terrigenous layer during injection begins to take an ever smaller amount of working agent. In the bottom-hole zone of the well, reservoir pressure increases, which exerts a counter-pressure to the injection of the working agent. Due to the low permeability of the reservoir and low piezoconductivity, the pressure equalization, its distribution over the reservoir takes a protracted long-term nature and does not have time to increase the pressure from the injection of the working agent. To compensate for this, the injection pressure is raised to values of the order of 18-20 MPa, which is close to the hydraulic fracturing pressure. It is impossible to infinitely increase the injection pressure. There comes a time when it is necessary to stop the injection, since no increase in the injection pressure does not compensate for the decrease in the injectivity of the well. The injectivity of the reservoir becomes lower than acceptable under the development conditions of the order of 10-20 m 3 / day. During this period, the well is shut down as an injection well and technological shutter speed is carried out, during which the bottomhole pressure is reduced until it is stabilized, watering cones fall in the bottom-hole zone of the well and oil accumulates in the wellbore. As a rule, the duration of technological exposure is sufficient about 4-15 days. The well is transferred to production. Oil is taken to an almost complete water cut of oil, i.e. achieving a cost-effective level, and lowering the bottomhole and reservoir pressure in the near-wellbore zone, which then ensures the working injectivity of the formation during the operation of the well as an injection and injection agent. The translations of the well in the injection and production are repeated. Similar work is performed on other injection wells of the reservoir.
Для усиления эффекта снижения пластового давления при эксплуатации нагнетательной скважины как добывающей интенсифицируют отбор нефти через ближайшие добывающие скважины. Этим создают как бы запас пониженного пластового давления в залежи вблизи нагнетательной скважины и обеспечение более длительного режима работы скважины как нагнетательной.To enhance the effect of reducing reservoir pressure during the operation of an injection well as a production well, oil production through the nearest producing wells is intensified. This creates a kind of reserve of low reservoir pressure in the reservoir near the injection well and providing a longer operating mode of the well as the injection.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм2, нефтенасыщенность - 71,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 15 МПа, пластовая температура - 31°С, параметры пластовой нефти: плотность - 865 кг/м3, вязкость - 16 мПа с, давление насыщения - 8 МПа, газосодержание - 47,5 м3/т, содержание серы - 1,64%. Коллектор - терригенный. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин.An oil reservoir is developed with the following characteristics: porosity - 18.4%, average permeability - 0.12 μm 2 , oil saturation - 71.1%, absolute mark of water-oil contact - 1485 m, average oil-saturated thickness - 4 m, initial reservoir pressure - 15 MPa, reservoir temperature - 31 ° С, reservoir oil parameters: density - 865 kg / m 3 , viscosity - 16 MPa s, saturation pressure - 8 MPa, gas content - 47.5 m 3 / t, sulfur content - 1.64% . The collector is terrigenous. On the deposit site, oil is taken through 24 producing wells and the injection of a working agent through 7 injection wells.
Через нагнетательную закачивают рабочий агент - пластовую воду под давлением на устье 17 МПа. При этом приемистость составляет 50 м3/сут. По мере насыщения пласта рабочим агентом приемистость снижается до 15-20 м3/сут. Повышают давление закачки до 19,5 МПа. Постепенно приемистость снижается до 10-15 м3/сут. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 6 сут до снижения устьевого давления и его стабилизации на уровне 2 МПа. За это время в призабойной зоне скважины происходит опадание конусов обводнения. В скважине скапливается нефть. Переводят скважину в добывающую. Производят отбор нефти до обводненности нефти порядка 99,0-99,9% и снижения забойного и пластового давления в околоскважинной зоне до 13,5 МПа, что обеспечивает рабочую приемистость пласта при закачке рабочего агента порядка 50-60 м3/сут. Переводят скважину в нагнетательную и закачивают рабочий агента под рабочим давлением 17 МПа с расходом 50 м3/сут. Далее операции повторяют.A working agent is injected through the injection - produced water under pressure at the mouth of 17 MPa. In this case, the throttle response is 50 m 3 / day. As the formation is saturated with a working agent, injectivity decreases to 15-20 m 3 / day. Increase injection pressure to 19.5 MPa. Gradually, the throttle response drops to 10-15 m 3 / day. Stop the well. Carry out technological exposure for 6 days to reduce wellhead pressure and its stabilization at the level of 2 MPa. During this time, flooding cones fall in the near-well zone of the well. Oil accumulates in the well. Transfer the well to production. Oil is sampled to an oil water cut of the order of 99.0-99.9% and the bottomhole and reservoir pressure in the near-wellbore zone are reduced to 13.5 MPa, which ensures the working injectivity of the formation when the working agent is injected on the order of 50-60 m 3 / day. The well is transferred to the injection and the working agent is pumped under a working pressure of 17 MPa with a flow rate of 50 m 3 / day. Next, the operations are repeated.
При эксплуатации нагнетательной скважины как добывающей интенсифицируют отбор нефти через ближайшие 3 добывающие скважины, увеличивая дебиты на 10-15%.When operating an injection well as a production well, oil production is intensified through the next 3 production wells, increasing production rates by 10-15%.
В результате нефтеотдача залежи возросла с 28 до 31%.As a result, oil recovery increased from 28 to 31%.
Применение предложенного способа позволит добиться повышения нефтеотдачи нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором.The application of the proposed method will improve oil recovery of oil deposits with low permeability terrigenous reservoir.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006138571/03A RU2304703C1 (en) | 2006-11-01 | 2006-11-01 | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006138571/03A RU2304703C1 (en) | 2006-11-01 | 2006-11-01 | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2304703C1 true RU2304703C1 (en) | 2007-08-20 |
Family
ID=38511963
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006138571/03A RU2304703C1 (en) | 2006-11-01 | 2006-11-01 | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2304703C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2463444C1 (en) * | 2011-06-03 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil pool |
| RU2480578C1 (en) * | 2012-06-26 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop deposit of highly viscous oil |
| RU2481465C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2538549C1 (en) * | 2013-06-07 | 2015-01-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation |
| RU2559990C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2783464C1 (en) * | 2022-04-22 | 2022-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a low-permeability reservoir of an oil deposit |
-
2006
- 2006-11-01 RU RU2006138571/03A patent/RU2304703C1/en active
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2463444C1 (en) * | 2011-06-03 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil pool |
| RU2480578C1 (en) * | 2012-06-26 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop deposit of highly viscous oil |
| RU2481465C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2538549C1 (en) * | 2013-06-07 | 2015-01-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation |
| RU2559990C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2783464C1 (en) * | 2022-04-22 | 2022-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a low-permeability reservoir of an oil deposit |
| RU2821875C1 (en) * | 2023-10-18 | 2024-06-27 | Министерство науки и высшего образования Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа (ИПНГ РАН) | Method of controlling rate of increasing pressure of water injection into carbonate reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2284359A1 (en) | Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs | |
| RU2304703C1 (en) | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector | |
| CN110424912A (en) | Method, the row's of returning service unit and the completion structure of tubing string replacement filling layer are not changed | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| CN107489411B (en) | Horizontal well repeated fracturing method combining mechanical packing and temporary plugging | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| CN101915079B (en) | Integrated de-plugging yield increasing process | |
| RU2011117402A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION AND OTHER RESERVOIR FLUIDS FROM THE COLLECTOR (OPTIONS) | |
| CN105863581A (en) | Oil extraction method for controlling water and increasing oil of high-water-content oil well of buried hill oil reservoir | |
| CN104100237B (en) | Drainage and mining method for coal-bed gas well | |
| RU2441979C1 (en) | Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2398960C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of well | |
| RU2354812C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2232263C2 (en) | Method for extracting of high-viscosity oil | |
| CN109630063A (en) | Method for tripping partition of gel solid slug | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
| RU2282025C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
| RU2304704C1 (en) | Method of developing oil pool with low-permeable reservoir | |
| RU2282024C1 (en) | Method for productive bed development | |
| RU2485300C1 (en) | Development method of oil deposit in fractured reservoirs | |
| RU2095560C1 (en) | Method for treating down-hole zone of oil bed | |
| RU2480578C1 (en) | Method to develop deposit of highly viscous oil | |
| RU2483201C1 (en) | Method for increasing oil recovery of production wells |