RU2342522C1 - Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole - Google Patents
Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole Download PDFInfo
- Publication number
- RU2342522C1 RU2342522C1 RU2007115626/03A RU2007115626A RU2342522C1 RU 2342522 C1 RU2342522 C1 RU 2342522C1 RU 2007115626/03 A RU2007115626/03 A RU 2007115626/03A RU 2007115626 A RU2007115626 A RU 2007115626A RU 2342522 C1 RU2342522 C1 RU 2342522C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- reservoir
- oil
- casing
- production
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки различных залежей углеводородов, начиная с любой стадии их добычи, но наибольший эффект достигают, применяя его с начала разработки месторождения нефти.The invention relates to the oil industry and can be used to develop various hydrocarbon deposits, starting from any stage of their production, but the greatest effect is achieved by applying it from the beginning of the development of an oil field.
Известен способ разработки нефтяной залежи, который «относится к способам разработки нефтяной залежи преимущественно в период падающей добычи» [1], выбранный в качестве прототипа. Каждый цикл такого способа состоит из трех этапов, в первом из которых осуществляют многократное, интенсивное, импульсное нагнетание воды в нефтеносный продуктивный пласт - коллектор при остановленных добывающих скважинах, на втором этапе производят отбор продукции при остановленных нагнетательных скважинах, а в третьем этапе действуют одновременно и добывающие, и нагнетательные скважины - традиционный способ добычи продукции.A known method for the development of oil deposits, which "relates to methods of developing oil deposits mainly during the period of falling production" [1], selected as a prototype. Each cycle of this method consists of three stages, in the first of which multiple, intensive, pulsed injection of water into the oil-bearing reservoir is carried out when the production wells are stopped, the second stage is the selection of products when the injection wells are stopped, and in the third stage they act simultaneously producing and injection wells are a traditional way of producing products.
Недостатком прототипа является то, что положительный эффект этого способа по дебиту нефти и по снижению ее обводненности достигают ценой большого расформирования залежей нефти, что видно из приведенной в описании прототипа таблицы с фактическими и базовыми показателями разработки участков залежей трех месторождений нефти. Во всех случаях этих разработок имеется большое превышение закаченной воды (пункт 8 таблицы) над количеством добытой жидкости (пункт 3 таблицы), что и свидетельствует о расформировании этих залежей, так как этот избыток закаченной воды проходит через коллектор, минует скважины и уносит с собой нефть за пределы этих участков, в том числе и в зону с подошвенной водой, и в зону газовой шапки, поскольку они часто сопутствуют залежи нефти.The disadvantage of the prototype is that the positive effect of this method for oil production and to reduce its water cut is achieved at the cost of a large disbandment of oil deposits, which can be seen from the table given in the description of the prototype with actual and basic indicators of the development of areas of deposits of three oil fields. In all cases of these developments, there is a large excess of injected water (paragraph 8 of the table) over the amount of produced fluid (paragraph 3 of the table), which indicates the dissolution of these deposits, since this excess of injected water passes through the reservoir, bypasses the wells and carries oil with it beyond these areas, including in the zone with plantar water, and in the zone of the gas cap, since they often accompany oil deposits.
Из этого следует также, что этот избыток воды еще больше обводняет унесенную с собой нефть, при замещении которой в коллекторе также увеличивается и обводненность оставшейся в нем нефти.It also follows from this that this excess of water floods oil taken away with itself even more, and when replaced, the water cut in the oil remaining in it also increases.
Базовые показатели в той же таблице, относящиеся к традиционному способу добычи нефти, также свидетельствуют о расформировании нефти на всех трех участках этих залежей, что говорит о нецелесообразности совмещения первых двух этапов каждого цикла с третьим этапом, и который не обладает их преимуществами, и которому практически всегда свойственно расформирование залежей нефти, что видно из данных нефтедобычи и на других месторождениях [2] и что только усиливало расформирование, длившееся на первом этапе.The basic indicators in the same table related to the traditional method of oil production also indicate the dissolution of oil in all three sections of these deposits, which indicates the inappropriateness of combining the first two stages of each cycle with the third stage, and which does not have their advantages, and which practically the disintegration of oil deposits is always characteristic, as can be seen from the data of oil production in other fields [2] and which only intensified the disbandment, which lasted at the first stage.
Указанные недостатки прототипа не позволяют считать его высокоэффективной альтернативой традиционному способу добычи нефти с начала эксплуатации залежи, на что, в общем то, его и не рекомендуют, да и как способ доразработки залежей он не совершенен, что было показано выше.These shortcomings of the prototype do not allow us to consider it a highly effective alternative to the traditional method of oil production from the beginning of the exploitation of the reservoir, which, in general, is not recommended, and it is not perfect as a way to further develop the deposits, as was shown above.
Необходимость в эффективной альтернативе традиционному способу с вертикальными скважинами в коллекторе, обусловленная его низкой эффективностью, расточительностью и высокой энергоемкостью как при извлечении, так и затем при очистке нефти, уже более 50 лет назад привела к доказательству [3] того, что традиционный способ с использованием добывающих скважин с горизонтальным стволом (ГС) в коллекторе существенно эффективнее, что и было успешно использовано на шельфах Норвегии. Однако при разработке материковых залежей в нашей стране этот способ пока применяют редко и у него обнаружились тоже недостатки. Так, в исследованиях [4] сравнивали дебиты 68 добывающих скважин с ГС в коллекторе, эксплуатировавшихся с января 1993 года по март 1994 года, с дебитами близко расположенных добывающих скважин с вертикальным стволом (ВС) в коллекторе и было показано, что дебиты нефти 57 скважин с ГС больше дебитов нефти скважин с ВС в 1,1÷16,3 раза, а на 11 скважинах с ГС дебиты нефти оказались меньше дебитов скважин с ВС.The need for an effective alternative to the traditional method with vertical wells in the reservoir, due to its low efficiency, wastefulness and high energy consumption both during extraction and then during oil refining, has already proved more than 50 years ago [3] that the traditional method using horizontal well (horizontal well) production wells in the reservoir are much more efficient, which was successfully used on the Norwegian shelves. However, when developing continental deposits in our country, this method is still rarely used and it also showed drawbacks. So, in the studies [4], the production rates of 68 production wells were compared with the wells in the reservoir, operated from January 1993 to March 1994, with the production rates of closely located vertical wells (BC) in the reservoir, and it was shown that the oil production rate was 57 wells from a well, the oil production rate of wells with a well is 1.1–16.3 times higher, and in 11 wells with a well the oil production rate was lower than the production rate of wells from a well.
То есть, очевидно, как огромное преимущество по дебиту нефти у большей части скважин с ГС, так и широкий диапазон разброса этого преимущества, и наблюдается значительная статистическая вероятность получения даже худшего результата, чем у скважин с ВС в коллекторе. Эти результаты свидетельствуют о фактической неуправляемости добычей продукции скважинами с ГС, что, в основном, неминуемо следует из их недостаточного конструктивного обустройства, поскольку эти ГС являются лишь открытыми, без обсадной колонны каналами в пористой породе коллектора.That is, it is obvious that there is a huge advantage in oil production for most wells with a well, as well as a wide range of variation in this advantage, and there is a significant statistical probability of even worse results than wells with reservoirs in the reservoir. These results indicate the actual uncontrollability of production by wells with wells, which inevitably follows from their insufficient structural arrangement, since these wells are only open channels without casing in the porous rock of the reservoir.
Поэтому применение добывающих и нагнетательных скважин с такими ГС в циклическом способе тоже обуславливает ряд существенных недостатков.Therefore, the use of production and injection wells with such wells in the cyclic method also causes a number of significant drawbacks.
Основными техническими задачами заявленного изобретения являются:The main technical objectives of the claimed invention are:
- предотвращение расформирования залежей нефти,- prevention of the formation of oil deposits,
- предотвращение образования застойных зон при разработке залежей нефти,- preventing the formation of stagnant zones in the development of oil deposits,
- снижение заводнения залежей нефти и обводненности извлекаемой продукции,- reduction of water flooding of oil deposits and water cut of recoverable products,
- повышение коэффициента извлечения нефти,- increase the oil recovery ratio,
решением которых уменьшают как текущие экономические и экологические проблемы недропользователей, так и долгосрочные по эффективному использованию природных ресурсов.the solution of which reduces both current economic and environmental problems of subsoil users, and long-term ones for the efficient use of natural resources.
Поставленную цель достигают совокупностью улучшения различных сторон технологии добычи углеводородов на различных месторождениях: энергетических режимов добычи, конструктивного обустройства удлиненных скважин в коллекторе для наиболее эффективной реализации предлагаемых режимов и тактикой применения добывающих и нагнетательных скважин в анизотропном коллекторе.The set goal is achieved by the combination of improving various aspects of hydrocarbon production technology at various fields: energy production modes, constructive arrangement of elongated wells in the reservoir for the most efficient implementation of the proposed modes and tactics of using production and injection wells in an anisotropic reservoir.
Для этого в циклическом способе разработки залежи нефти, каждый цикл которого состоит из режима истощения пластовой энергии (РИПЭ), в котором извлекают продукцию добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии (РИНЭ), в котором нагнетательными скважинами закачивают воду, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию, согласно изобретению извлекают продукцию с постепенно, от цикла к циклу, нарастающей обводненностью в диапазоне значений от нулевой до предельно допустимой по рентабельности и только за счет закачиваемой воды в коллектор нагнетательными скважинами. При этом объем закаченной воды в каждом цикле уравнивают с объемом добытой в этом же цикле жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях и не допускают объемной скорости закачки воды, приводящей к гидроразрыву пласта (ГРП).To do this, in the cyclic method of developing an oil deposit, each cycle of which consists of a mode of depletion of reservoir energy (RIPE), in which products are extracted by production wells, and a regime of artificial injection of energy (RINE), which replaces it, in which water is restored by injection wells to restore it the volume of liquid and energy, according to the invention, extract products with gradually, from cycle to cycle, increasing water cut in the range of values from zero to the maximum allowable profitability and only score injected water in manifold injectors. In this case, the volume of injected water in each cycle is equalized with the volume of fluid extracted in the same cycle with the gas dissolved in it under reservoir conditions and the volumetric rate of water injection leading to hydraulic fracturing (Fracturing) is not allowed.
При разработке залежей нефти только с подошвенной водой добычу продукции ведут при депрессиях на продуктивный пласт, не превышающих критическую безводную депрессию, то есть такую, при которой подошвенная вода еще не могла бы поступать в добывающую скважину.When developing oil deposits only with plantar water, production of the products is carried out with depressions on the reservoir not exceeding the critical anhydrous depression, that is, in which plantar water could not yet enter the production well.
При разработке залежи нефти только с газовой шапкой добычу продукции ведут при депрессиях, не превышающих критическую безгазовую депрессию, то есть такую, при которой еще не происходил бы прорыв газа из газовой шапки в добывающую нефтяную скважину.When developing an oil reservoir with only a gas cap, production of the products is carried out under depressions not exceeding the critical gas-free depression, that is, one in which there would still be no breakthrough of gas from the gas cap to the producing oil well.
При разработке залежей нефти с подошвенной водой и одновременно с имеющейся газовой шапкой добычу нефти ведут при депрессиях, не превышающих наименьшую из вышеуказанных критических депрессий.When developing oil deposits with bottom water and simultaneously with the existing gas cap, oil is produced under depressions not exceeding the smallest of the above critical depressions.
При разработке залежей нефти как содержащих, так и не содержащих и подошвенную воду, и газ в газовой шапке депрессию на продуктивный пласт ограничивают еще и такой максимальной величиной, при которой не происходило бы разгазирования нефти внутри коллектора и которая может быть больше или меньше вышерассмотренных критических депрессий в зависимости от толщины нефтяного продуктивного пласта и местоположения в нем вскрытой части пласта скважиной.When developing oil deposits, both containing and not containing both bottom water and gas in the gas cap, the depression on the reservoir is also limited to such a maximum value that would not cause oil degassing inside the reservoir and which may be more or less than the critical depressions considered above depending on the thickness of the oil reservoir and the location in it of the exposed part of the reservoir by the well.
В период поддержания таких максимально допустимых или критических депрессий из-за уменьшения пластовой энергии дебит нефти начинает сначала медленно, а затем резко [5] падать, что и обуславливает промежуток времени добычи и его окончание в начале резкого снижения дебита нефти, при котором осуществляют переход от РИПЭ к РИНЭ. Ввиду разработки залежи не парой, а большим числом добывающих и нагнетательных скважин, составляющих группу скважин, используют этот промежуток времени функционирования у каждой добывающей скважины для синхронной смены РИПЭ у всех добывающих скважин в этой группе на РИНЭ нагнетательными скважинами тоже в соответствующей группе. Поэтому синхронно оканчивают извлечение продукции всеми скважинами до начала резкого снижения максимального дебита нефти в конкретном цикле у большинства добывающих скважин из объединенных в такую группу.During the period of maintaining such maximum permissible or critical depressions, due to a decrease in the reservoir energy, the oil production rate starts slowly at first and then drops sharply [5], which determines the time interval for production and its end at the beginning of a sharp decrease in oil production rate, during which the transition from RIPE to RINE. Due to the development of the reservoir not by a pair, but by a large number of production and injection wells that make up the group of wells, this operating time interval is used for each production well to synchronously change the RIPE for all production wells in this group to RINE injection wells in the corresponding group as well. Therefore, at the same time, the extraction of products by all wells is completed before a sharp decrease in the maximum oil production rate in a particular cycle begins for most production wells from those combined into such a group.
Скважины эксплуатируют, объединяя их в синхронно действующие группы как в РИПЭ, так и в РИНЭ на участке залежи с одинаковой или близкой по нефти проницаемостью коллектора.The wells are exploited by combining them into synchronously operating groups both in the RIPE and in the RINE in the reservoir area with the reservoir permeability equal or similar in oil.
В заявленном циклическом способе на залежах нефти без газовой шапки применяют добывающие и нагнетательные скважины с горизонтальным стволом (ГС) в коллекторе, в каждой из которых размещают от устья до конца забоя колонну с сужающимся патрубком на ее конце, которым облегчают проводку обсадной колонны по скважине, особенно в зоне горизонтального ствола. Всю обсадную колонну снаружи цементируют и создают цементную пробку в объеме сужающегося патрубка. Вдоль зоны ГС скважины весь участок обсадной колонны равномерно перфорируют, а внутрь колонны от устья скважины до цементной пробки, не касаясь ее, вводят трубу с конусообразной заглушкой на конце. Стенку концевого участка этой трубы перед заглушкой изготавливают с отверстиями. С помощью этих отверстий, как и с помощью зазора между этой трубой и обсадной колонной до участка с перфорацией со стороны устья скважины, создают депрессию добывающей скважиной на коллектор и, соответственно, репрессию нагнетательной скважиной с двух сторон равномерно перфорированного участка колонны в зоне горизонтального ствола. Такой равномерно рассредоточенной по обсадной колонне перфорацией и закольцовкой формирования, соответственно, репрессии или депрессии создают условия для образования равномерно вытесняющего нефть фронта нагнетаемой воды и для образования равномерного фронта извлечения продукции из коллектора, чем предотвращают образование застойных зон между нагнетательными и добывающими скважинами с ГС и снижают обводненность извлекаемой продукции.In the claimed cyclic method for oil deposits without a gas cap, production and injection wells with a horizontal wellbore (horizontal well) in the reservoir are used, in each of which a column with a tapering pipe at its end is placed from the mouth to the bottom of the bottom, which facilitates the casing string passage through the well, especially in the horizontal trunk area. The entire casing is cemented from the outside and a cement plug is created in the volume of the tapering nozzle. Along the well GS zone, the entire section of the casing string is uniformly perforated, and a pipe with a conical plug at the end is inserted into the string from the wellhead to the cement plug without touching it. The wall of the end section of this pipe before the plug is made with holes. Using these holes, as well as using the gap between this pipe and the casing to the area with perforation from the side of the wellhead, create a depression by the producing well on the reservoir and, accordingly, repress the injection well from both sides of the uniformly perforated section of the string in the horizontal wellbore. Such a perforation and a loop of formation of repression or depression uniformly distributed over the casing, respectively, of repression or depression create the conditions for the formation of a uniformly displacing oil front of injected water and for the formation of a uniform front of extraction of products from the reservoir, which prevents the formation of stagnant zones between injection and production wells with hydraulic wells and reduces water content of recoverable products.
На залежах нефти, имеющих газовую шапку, добывают или только нефть, как было рассмотрено выше для залежей без газовой шапки, или раздельно добывают нефть от газа с конденсатом. В последнем случае применяют добывающие и нагнетательные скважины, каждую из которых в газовой зоне коллектора выполняют с псевдогоризонтальным стволом (ПГС), переходящим в ГС в зону коллектора с нефтью. Внутри такой скважины с этими стволами до конца забоя располагают и цементируют секционную обсадную колонну, одну перфорированную секцию которой создают в газовой зоне и депрессию или, соответственно, репрессию поддерживают со стороны устья скважины, а в другой, равномерно перфорированной по длине секции, депрессию или, соответственно, репрессию поддерживают с обоих концов этого участка, подобно рассмотренному выше случаю разработки залежи нефти без газовой шапки.Oil deposits with a gas cap either produce oil only, as discussed above for deposits without a gas cap, or separate oil from gas with condensate. In the latter case, production and injection wells are used, each of which in the gas zone of the reservoir is made with a pseudo-horizontal wellbore (ASG), which passes into the reservoir into the reservoir zone with oil. A sectional casing is positioned and cemented inside such a well with these shafts to the end of the bottom, one perforated section of which is created in the gas zone and depression or, accordingly, repression is supported from the wellhead, and another, uniformly perforated along the length of the section, is depressed or, accordingly, repression is supported from both ends of this section, similar to the case of the development of an oil deposit without a gas cap discussed above.
Указанные секции, как показано на чертеже, образуют в обсадной колонне 1 с помощью пакера 2, расположенного между ней и концом короткой трубы 3, идущей от устья скважины в область газовой зоны и расположенной между обсадной колонной и трубой 4 меньшего диаметра, которая идет от устья скважины до цементной пробки 5, не касаясь ее. Эту пробку образуют в конусообразном патрубке 6 в обсадной колонне. Конец трубы 4 закрывают конусообразной заглушкой 7 и обеспечивают на поверхности перед заглушкой отверстиями 8. Соосность труб с обсадной колонной поддерживают опорными кольцами 9, имеющими конусообразные отверстия для прохода труб и отверстия для прохода жидкостей, а дополнительный крепеж этих труб осуществляют с помощью гидравлических якорей 10. Внутрь трубы 4 до отверстий в ней вводят нагреватель 11.These sections, as shown in the drawing, are formed in the casing 1 using a packer 2 located between it and the end of the short pipe 3, going from the wellhead to the gas zone and located between the casing and the pipe 4 of smaller diameter, which comes from the mouth wells to cement plug 5, without touching it. This plug is formed in a conical pipe 6 in the casing. The end of the pipe 4 is closed with a conical plug 7 and is provided with holes 8 on the surface in front of the plug. The alignment of the pipes with the casing is supported by support rings 9 having conical holes for the passage of pipes and holes for the passage of liquids, and the additional fasteners of these pipes are carried out using hydraulic anchors 10. Inside the pipe 4 to the holes in it enter the heater 11.
С помощью этого нагревателя обеспечивают температуру закачиваемой воды в РИНЭ выше пластовой, что позволяет восполнять пластовую энергию не только за счет закачки воды в объеме, адекватном извлеченному объему жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях, но и за счет повышения средней температуры восстанавливаемого объема жидкой фазы в коллекторе и самого коллектора и тем самым увеличивают парциальное давление жидких компонентов, и создают градиент температуры от нагнетательной к добывающей скважине, что создает термодиффузию и приводит к более быстрому току нефти, чем воды в сторону добывающей скважины как в РИНЭ, так и в РИПЭ, поскольку коэффициент расширения различных сортов нефти в зависимости от температуры изменяется в разы или в десятки раз сильнее, чем у воды [6], да и текучесть нефтей увеличивается с ростом температуры больше, чем у воды.Using this heater, the temperature of the injected water in the RINE is higher than the formation temperature, which allows the reservoir energy to be replenished not only by injecting water in a volume adequate to the extracted volume of liquid with gas dissolved in it under reservoir conditions, but also by increasing the average temperature of the recovered liquid phases in the reservoir and the reservoir itself and thereby increase the partial pressure of the liquid components, and create a temperature gradient from the injection to the production well, which creates a thermal differential This leads to a faster flow of oil than water towards the producing well both in the RINE and in the RIPE, since the expansion coefficient of various types of oil depending on temperature varies many times or tens of times more than that of water [6], and the fluidity of oils increases with increasing temperature more than that of water.
Более этого таким повышеним температуры в коллекторе предотвращают образование гидратов нефти, выпадение их и парафина в порах коллектора и закупорку ими этих пор, увеличивают растворимость нефти в воде, понижают вязкость нефти и снижают силы ее сцепления с породой коллектора, - все это увеличивает коэффициент вытеснения КВ нефти из пор коллектора (процесс вытеснения на микроуровне [5]).Moreover, such an increase in temperature in the reservoir prevents the formation of oil hydrates, their precipitation and paraffin in the pores of the reservoir and clogging of these pores, increase the solubility of oil in water, lower the viscosity of the oil and reduce its adhesion to the reservoir rock, all this increases the displacement coefficient K In oil from the pores of the reservoir (the process of displacement at the micro level [5]).
Аналогичным поддержанием температуры извлеченной продукции не ниже пластовой в добывающей скважине тоже предотвращают образование гидратов и парафина и их оседание на всех поверхностях в обсадной колонне при подъеме извлеченной продукции к устью скважины и далее при транспортировке по трубопроводу к очистным сооружениям, а также поддерживают или создают газлифтный режим в обсадной колонне.By similarly maintaining the temperature of the extracted product at a temperature not lower than the reservoir one in the producing well, hydrates and paraffin formation and their subsidence on all surfaces in the casing are also prevented when the extracted product is raised to the wellhead and then transported through the pipeline to the treatment facilities, and they also maintain or create a gas lift mode in the casing.
Равномерно распределенной депрессией на коллектор ГС добывающей скважины создают протяженный, стабильный фронт депрессионного воздействия, чем реально уменьшают как скорость роста высоты гребня подошвенной воды, так и скорость приближения дна оврага газа газовой шапки к ГС скважины, что обуславливает меньшую вероятность прорыва этой воды или газа к ГС скважины из-за анизотропии коллектора, то есть локальных неоднородностей проницаемости его, или уменьшает объемы поступивших воды и/или газа от такого прорыва в скважину.An evenly distributed depression on the reservoir of the wells of the producing well creates an extended, stable depression front, which actually reduces both the growth rate of the bottom water ridge height and the rate of approach of the bottom of the gas cap ravine to the well wells, which leads to a lesser probability of breakthrough of this water or gas to Due to the anisotropy of the reservoir, i.e., local heterogeneities of its permeability, the well’s wells either reduce the volumes of incoming water and / or gas from such a breakthrough into the well.
А совместно с депрессионным равномерным фронтом аналогично созданным протяженным, равномерным репрессионным фронтом воздействия предотвращают и локальные, укрупненные поступления воды в коллектор от нагнетательной скважины. Для стабилизации такого равномерного нагнетания воды, равномерного вытеснения ею нефти и равномерного извлечения продукции из коллектора ГС нагнетательных и добывающих скважин располагают параллельно между собой, но поперек преимущественного направления трещин в коллекторе - наиболее сильных проявлений анизотропии по латерали коллектора. В этом случае от рассредоточенной перфорации зацементированных в коллекторе обсадных колонн нагнетательных скважин с ГС будет попадать в трещины незначительная часть от общего количества закачиваемой воды, чем совместно с подобно оборудованными ГС добывающих скважин фактически достигают двойного управления процессом добычи продукции: как со стороны нагнетательной, так и добывающей скважин с ГС. Устранением причины образования крупных локальных потоков между этими скважинами повышают эффективность применения воды как вытеснителя нефти из коллектора, снижают обводненность добываемой продукции и предотвращают образование застойных зон нефти.And in conjunction with a uniform depression front similar to those created by an extended, uniform repression front, impacts prevent local, enlarged flow of water into the reservoir from the injection well. In order to stabilize such uniform water injection, uniform oil displacement and uniform extraction of products from the reservoir, the injection and production wells are arranged parallel to each other, but across the predominant direction of cracks in the reservoir, the most severe manifestations of lateral anisotropy of the reservoir. In this case, from the dispersed perforation of the injection wells cemented in the casing of the casing, the insignificant part of the total amount of water injected will penetrate into the cracks, which together with similarly equipped hydraulic wells of the production wells will actually achieve double control of the production process: both from the injection and producing wells with wells. By eliminating the causes of the formation of large local flows between these wells, they increase the efficiency of using water as a displacer for oil from the reservoir, reduce the water content of the produced products and prevent the formation of stagnant zones of oil.
Наконец, равенством объема нагнетаемой воды на разрабатываемой залежи или ее участка объему извлеченной жидкости при объемной скорости закачки, не приводящей к ГРП, при всех выше рассмотренных факторах, предотвращают расформирование залежи нефти при ее разработке заявленным способом и минимизируют обводняемость залежи, а следовательно, уменьшают и обводненность добываемой продукции, что, в свою очередь, уменьшает объем воды со следами нефти, который может поступить в окружающую среду после очистки воды от нефти на территорию материковых залежей. Еще более важно снижение обводненности нефти при шельфовых разработках.Finally, by equality of the volume of injected water in the developed reservoir or its section to the volume of extracted fluid at a volumetric injection rate that does not lead to hydraulic fracturing, for all the above factors, the formation of the oil reservoir is prevented during its development by the claimed method and minimize the water cut of the reservoir, and therefore, water cut of the produced products, which, in turn, reduces the amount of water with traces of oil that can enter the environment after water is cleaned from oil in the continents s deposits. Even more important is the reduction in oil cut in offshore operations.
Самому циклическому процессу, основанному на периодическом использовании пластовой энергии и периодическом ее восстановлении даже с применением вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, свойствены в течение РИНЭ и РИПЭ всех циклов большие значения коэффициента охвата вытеснением (Кохв) нефти водой из объема разрабатываемого участка залежи, который характеризует процесс вытеснения на макроуровне [5].The most cyclic process, based on the periodic use of reservoir energy and its periodic recovery even with the use of vertical injection and production wells, is characterized by large values of the coefficient of coverage by oil displacement (K ohm ) of water from the volume of the developed reservoir area during RINE and RIPE of all cycles the process of displacement at the macro level [5].
Однако вертикальными скважинами преимущественно создают круговой фронт воздействия на коллектор вокруг каждой скважины, чем создают неравномерный фронт воздействия по площади разрабатываемого участка, что ведет к образованию застойных зон.However, vertical wells predominantly create a circular front of impact on the reservoir around each well, which creates an uneven front of impact over the area of the developed area, which leads to the formation of stagnant zones.
Скважинами с ГС, обустроенными обсадными колоннами в ГС, создают равномерный фронт воздействия, не приводящий к образованию застойных зон, и, следовательно, в этом случае Кохв при любых, но сопоставимых условиях, всегда будет больше, чем в случае применения вертикальных скважин.Wells with wells, equipped with casing strings in the wells, create a uniform front of impact, which does not lead to the formation of stagnant zones, and, therefore, in this case, the KOW under any but comparable conditions will always be greater than in the case of vertical wells.
Но этим же равномерным фронтом воздействия увеличивают и эффективность обработки нефти в порах коллектора термохимически подготовленной водой по всей площади разрабатываемого участка залежи, то есть увеличивают коэффициент вытеснения Кв из пор коллектора, а произведение коэффициентов Кохв и Кв, согласно формуле академика А.П.Крылова, равно КИН:But the same uniform front of exposure also increases the efficiency of oil treatment in the pores of the reservoir with thermochemically prepared water over the entire area of the developed area of the reservoir, that is, they increase the displacement coefficient K in from the pores of the reservoir, and the product of the coefficients K ohv and K in , according to the formula of academician A. .Krylova, equal to CIN:
КИН=Кохв·Кв,CIN = K ohv · K in ,
то есть рост коэффициентов Кохв и Кв увеличивает КИН.that is, an increase in the coefficients K OHV and K in increases the CIN.
Таким образом, в заявленном изобретении поставленные задачи решают совокупностью мероприятий, касающихся как энергетических параметров режимов циклического способа, состоящего из периодически повторяемых последовательно идущих РИПЭ и РИНЭ, так и конструктивного обустройства ГС скважин или скважин с ПГС и ГС обсадными перфорированными колоннами, а также пространственным расположением ГС добывающих и нагнетательных скважин в анизотропном коллекторе с трещинами в нем.Thus, in the claimed invention, the tasks are solved by a set of measures relating to both the energy parameters of the cyclic method modes, consisting of periodically repeated successive RIPEs and RINEs, and the constructive arrangement of wells for wells or ASGs and wells with perforated casing, as well as spatial arrangement HS of production and injection wells in an anisotropic reservoir with cracks in it.
Для этого в РИПЭ применяют максимальные депрессии, не приводящие к разгазированию нефти внутри коллектора и, одновременно, не приводящие к поступлению подошвенной воды и/или газа газовой шапки в добывающие скважины, и оканчивают извлечение продукции до начала резкого снижения максимального дебита нефти в конкретном цикле у большинства добывающих скважин в группе близко расположенных, синхронно действующих скважин на разрабатываемом участке залежи, ГС которых оборудуют перфорированной обсадной колонной.To this end, maximum depressions are applied in the RIPE, which do not lead to degassing of oil inside the reservoir and, at the same time, do not lead to the entry of bottom water and / or gas of the gas cap into production wells, and terminate the extraction of products before a sharp decrease in the maximum oil production rate in a particular cycle begins most production wells in the group of closely located, synchronously operating wells in the developed section of the reservoir, the wells of which are equipped with perforated casing.
В РИНЭ в течение времени, не превышающем длительность периода РИПЭ, закачивают в коллектор объем воды, насыщенной газом, термохимически подготовленной с температурой выше пластовой, адекватный объему добытой жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях, или и такого же объема такой же воды в нефтяную зону коллектора, и сухого углеводородного газа или его смесь с другими газами в объеме, адекватном объему добытого газа с конденсатом, в зону газовой шапки, а также при объемной скорости нагнетания воды, не приводящей к ГРП.For a time period not exceeding the duration of the RIPE period, a volume of water saturated with gas thermochemically prepared at a temperature above the reservoir, adequate to the volume of produced fluid with gas dissolved in it under reservoir conditions, or the same volume of the same water in the oil zone of the reservoir and dry hydrocarbon gas or its mixture with other gases in an amount adequate to the volume of gas produced with condensate into the gas cap zone, as well as at a volumetric rate of water injection that does not lead to hydraulic fracturing.
При этом скважины с ГС в коллекторе на залежах нефти без газовой шапки оборудуют обсадной колонной до конца забоя, цементируют ее всю снаружи и равномерно перфорируют вдоль ГС, чем с помощью внутреннего обустройства этой колонны создают равномерный фронт нагнетания воды в коллектор в РИНЭ и равномерный фронт извлечения продукции из коллектора в РИПЭ. Оба фронта стабилизируют параллельным расположением ГС добывающих и нагнетательных скважин между собой, но поперек преимущественному направлению трещин - особенно сильным анизотропным факторам, предотвращая их дестабилизирующее влияние на равномерные фронты нагнетания воды и извлечения продукции.At the same time, wells with hydraulic wells in the reservoir on oil deposits without a gas cap are equipped with a casing string until the end of the bottom hole, cemented from the outside and uniformly perforated along the horizontal wells, thereby creating a uniform front of water injection into the reservoir in the RINE and a uniform extraction front using the internal arrangement of this column collector products at RIPE. Both fronts are stabilized by the parallel arrangement of the wells of production and injection wells between themselves, but across the predominant direction of the cracks - by especially strong anisotropic factors, preventing their destabilizing effect on uniform fronts of water injection and product recovery.
На залежах нефти с газовой шапкой применяют или только нагнетательные и добывающие скважины с ГС, обустроенные вышерассмотренным образом, или нагнетательные и добывающие скважины с ПГС в газовой зоне, переходящим в ГС нефтяной зоны, в которых размещают секционную обсадную колонну, и секцией в ПГС добывающей скважины извлекают газ с конденсатом, а секцией в ГС добывают только продукцию с нефтью. Соответственно, секцией в ПГС нагнетательной скважины закачивают газ, а секцией в ГС закачивают воду.On oil deposits with a gas cap, either injection and production wells with wellheads arranged as described above, or injection and production wells with ASG in the gas zone, passing into the wells of the oil zone in which the sectional casing is located, and a section in the ASG of the production well, are used gas with condensate is extracted, and only products with oil are extracted by the section in the horizontal wells. Correspondingly, gas is pumped into the section in the ASG of the injection well, and water is pumped into the section in the well.
В итоге, циклически, последовательно повторяемыми РИПЭ, в котором добывают продукцию, и РИНЭ, в котором восстанавливают пластовую энергию и объемы жидкости или объемы жидкости и газа ограниченными объемами закаченных воды и газа, соответствующим объемам добытой продукции в пластовых условиях, в совокупности с применением обустроенной обсадной колонны ГС добывающих и нагнетательных скважин, а также пространственным расположением этих ГС поперек преимущественного направления трещин в анизотропном коллекторе и параллельным расположением их между собой достигают повышения КИН, а также снижения энергетических затрат и снижения экологической нагрузки на окружающую среду в связи с уменьшением средней обводненности добываемой нефти.As a result, cyclically, sequentially repeated RIPE, in which products are produced, and RINE, in which reservoir energy and volumes of liquid or volumes of liquid and gas are restored by limited volumes of injected water and gas, corresponding to volumes of produced products in reservoir conditions, together with the use of equipped well casing of production and injection wells, as well as the spatial location of these wells across the predominant direction of cracks in the anisotropic reservoir and parallel I eat them together reach raising recovery factors, as well as reducing energy costs and reduce the environmental burden on the environment due to the decrease in the average water cut of oil.
Источники информацииInformation sources
1. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ №2176312, приоритет от 05.01.2000 / Бенч А.Р., Тимофеев В.К., Верещагин В.В.1. A method of developing an oil reservoir. RF patent No. 2176312, priority dated 05.01.2000 / Bench A.R., Timofeev V.K., Vereshchagin V.V.
2. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.И., Юрьев А.Н.: Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов. || Нефт. хоз., №6, 2002, с.104-109.2. Baturin Yu.E., Medvedev N.Ya., Sonic VI, Yuryev AN: Methods for developing complex oil and gas deposits and low permeability reservoirs. || Oil. hoz., No. 6, 2002, p.104-109.
3. Григорян A.M.: Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М., Недра, 1969, - 190 с.3. Grigoryan A.M .: Exploration of layers by multilateral and horizontal wells. M., Nedra, 1969, - 190 p.
4. Голов Л.В., Волков С.Н.: Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России. || Нефт. хоз., №7, 1995, с.23-26.4. Golov LV, Volkov SN: The state of construction and operation of horizontal wells in Russia. || Oil. hoz., No. 7, 1995, pp. 23-26.
5. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Батанова М.Н., Спиридонов А.В.: Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа, М., РАН ИПНГ, 2004, с.35-39, 161-170.5. Zakirov S. N., Zakirov E. S., Zakirov I. S., Batanova M. N., Spiridonov A. V.: New principles and technologies for the development of oil and gas deposits, M., RAS IPG, 2004, p. 35-39, 161-170.
6. Амелин И.Д., Андриясов Р.С., Гиматудинов Ш.К., Коротаев Ю.П., Левыкин Е.В., Лутошин Г.С.: Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1978, с.23-24.6. Amelin I.D., Andriyasov R.S., Gimatudinov Sh.K., Korotaev Yu.P., Levykin E.V., Lutoshin G.S .: Operation and technology for the development of oil and gas fields. M., Nedra, 1978, pp. 23-24.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007115626/03A RU2342522C1 (en) | 2007-04-26 | 2007-04-26 | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007115626/03A RU2342522C1 (en) | 2007-04-26 | 2007-04-26 | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007115626A RU2007115626A (en) | 2008-11-10 |
| RU2342522C1 true RU2342522C1 (en) | 2008-12-27 |
Family
ID=40376881
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007115626/03A RU2342522C1 (en) | 2007-04-26 | 2007-04-26 | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2342522C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443854C1 (en) * | 2010-09-14 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil massive deposit and adjustable well valve |
| RU2465445C2 (en) * | 2010-12-14 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells |
| RU2469183C2 (en) * | 2011-03-01 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2485290C1 (en) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method by horizontal well of formation with zones of various permeability |
| RU2487233C1 (en) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2502861C2 (en) * | 2011-10-19 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it |
| RU2626497C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2627795C1 (en) * | 2016-06-22 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2630330C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
-
2007
- 2007-04-26 RU RU2007115626/03A patent/RU2342522C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГВИНЕНКО С.В., Цементирование нефтяных и газовых скважин, Москва, Недра, 1986, с.35-37. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443854C1 (en) * | 2010-09-14 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil massive deposit and adjustable well valve |
| RU2465445C2 (en) * | 2010-12-14 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells |
| RU2469183C2 (en) * | 2011-03-01 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2502861C2 (en) * | 2011-10-19 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it |
| RU2485290C1 (en) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method by horizontal well of formation with zones of various permeability |
| RU2487233C1 (en) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2626497C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2627795C1 (en) * | 2016-06-22 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2630330C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007115626A (en) | 2008-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| CN101952544B (en) | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2334095C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| US8327936B2 (en) | In situ thermal process for recovering oil from oil sands | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| CN107435535B (en) | A method of exploitation high dip angle heavy crude reservoir is driven using plane gravity | |
| CA2819664A1 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| RU2358099C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CN106761606A (en) | The asynchronous note CO of different well of symmetrical expression cloth seam2Oil production method | |
| CN104196507A (en) | Fireflooding huff and puff and fireflooding linkage thickened oil exploitation method | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
| CN107701158B (en) | The method for exploiting foam type extra heavy oil | |
| RU2339802C1 (en) | Cyclic method for oil deposit development | |
| MX2013001364A (en) | Systems and methods for the improved recovery, applied to reservoirs which crudes have conditions of movement at the bottom. | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140427 |