RU2354812C1 - Method for development of oil deposit - Google Patents
Method for development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2354812C1 RU2354812C1 RU2008120818/03A RU2008120818A RU2354812C1 RU 2354812 C1 RU2354812 C1 RU 2354812C1 RU 2008120818/03 A RU2008120818/03 A RU 2008120818/03A RU 2008120818 A RU2008120818 A RU 2008120818A RU 2354812 C1 RU2354812 C1 RU 2354812C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- oil
- production wells
- stopped
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, разрабатываемой на естественном режиме. Отбор нефти ведут циклически остановкой и включением всех добывающих скважин. При включении скважин отбор нефти ведут до снижения текущего пластового давления до 60-80% от начального, а остановку скважин проводят до восстановления текущего пластового давления до 70-90% от начального (Патент РФ №2287675, опублик. 2006.11.20).A known method for the development of oil deposits, developed in natural mode. Oil is taken cyclically by stopping and turning on all production wells. When wells are turned on, oil is taken to reduce the current reservoir pressure to 60-80% of the initial one, and wells are shut off until the current reservoir pressure is restored to 70-90% of the initial one (RF Patent No. 2287675, published. 2006.11.20).
Применение способа приводит к быстрой потере энергии пласта и малой нефтеотдаче.The application of the method leads to a rapid loss of formation energy and low oil recovery.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбирают нефть через добывающие скважины в циклическом режиме. Определяют пластовое давление интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины до установления пластового давления в зоне нагнетания выше давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Отбирают нефть через добывающие скважины до установления пластового давления в зоне отбора ниже давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Нагнетательные скважины эксплуатируют в циклическом режиме: 10-15 сут каждая 1 и 2 скважины работают, каждая 3 и 4 - остановлены, 10-15 суток каждая 1 и 3 скважины работают, 2 и 4 - остановлены, 10 -15 сут каждая 2 и 3 скважины работают, 1 и 4 - остановлены, 10-15 сут каждая 3 и 4 скважины работают, 1 и 2 - остановлены, а добывающие скважины в течение 5-7 мес из ближайшего ряда добывающих скважин останавливают напротив остановленных нагнетательных скважин на время остановки ближайших нагнетательных скважин, а в течение 5-7 месяцев работают в постоянном режиме, при этом разработку ведут в режиме поддержания установленного пластового давления (Патент РФ №2094598, опублик. 1997.10.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, according to which a working agent is pumped through injection wells in a cyclic mode and oil is withdrawn through production wells in a cyclic mode. The formation pressure of the intensive breakthrough of the working agent in the formation is determined. The working agent is pumped through injection wells until the formation pressure in the injection zone is established above the pressure of the intensive breakthrough of the working agent in the formation. Oil is taken through production wells until formation pressure is established in the selection zone below the pressure of intensive breakthrough of the working agent in the formation. The injection wells are operated in a cyclic mode: for 10-15 days, each 1 and 2 wells are working, each 3 and 4 are stopped, 10-15 days each 1 and 3 wells are working, 2 and 4 are stopped, 10 -15 days every 2 and 3 wells are working, 1 and 4 are stopped, every 3 and 4 wells are working for 10-15 days, 1 and 2 are stopped, and production wells are stopped for 5-7 months from the nearest row of production wells opposite the stopped injection wells for the duration of the closure of the closest injection wells wells, and for 5-7 months they work in a constant mode, while development is carried out in the mode of maintaining the established reservoir pressure (RF Patent No. 2094598, published. 1997.10.27 - prototype).
Известный способ не обеспечивает достижения высокой нефтеотдачи при разработке залежи.The known method does not achieve high oil recovery in the development of deposits.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме, изменение пластового давления работой нагнетательных и добывающих скважин, согласно изобретению на поздней стадии разработки залежи при выполнении циклического режима работы скважин останавливают нагнетательные и добывающие скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины, останавливают добывающие скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, останавливают нагнетательные скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, вновь запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины, далее циклы повторяют, при этом продолжительность работы добывающих скважин устанавливают большей в 1,5-2,5 раза, чем продолжительность работы нагнетательных скважин.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode, taking oil through production wells in a cyclic mode, changing the reservoir pressure by the operation of injection and producing wells, according to the invention at a late stage of developing a reservoir when performing a cyclic the operating mode of the wells, the injection and production wells are stopped, technological exposure is carried out until the formation pressure is equalized between the injection zones of oil production and extraction, start production wells with stopped injection wells and take oil through production wells, stop production wells, hold technological exposure until the reservoir pressure is equal between the injection and extraction zones, start production wells when production wells are stopped and pump working agent through injection wells, stop injection wells, conduct technological exposure until the formation is equalized phenomena between the zones of oil injection and selection, re-launch production wells when the injection wells are stopped and oil is taken through the production wells, then the cycles are repeated, and the duration of the production wells is set to be 1.5-2.5 times longer than the duration of work injection wells.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме;1. pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode;
2. отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме;2. the selection of oil through production wells in a cyclic mode;
3. изменение пластового давления работой нагнетательных и добывающих скважин;3. change in reservoir pressure by the operation of injection and production wells;
4. на поздней стадии разработки залежи при выполнении циклического режима работы скважин остановка нагнетательных и добывающих скважин;4. at a late stage of reservoir development during cyclic operation of wells, shutdown of injection and production wells;
5. технологическая выдержка до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти;5. technological exposure to equalization of reservoir pressure between the zones of injection and selection of oil;
6. запуск в работу добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах;6. Launching production wells with stopped injection wells;
7. отбор нефти через добывающие скважины;7. the selection of oil through production wells;
8. остановка добывающих скважин;8. stopping production wells;
9. технологическая выдержка до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти;9. technological exposure to equalization of reservoir pressure between the zones of injection and selection of oil;
10. запуск в работу нагнетательных скважин при остановленных добывающих скважинах;10. start-up of injection wells when production wells are stopped;
11. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;11. injection of a working agent through injection wells;
12. остановка нагнетательных скважин;12. shutdown of injection wells;
13. технологическая выдержка до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти;13. technological exposure to equalization of reservoir pressure between the zones of injection and selection of oil;
14. вновь запуск в работу добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах и отбор нефти через добывающие скважины;14. re-launching production wells with stopped injection wells and oil extraction through production wells;
15. далее повторение циклов;15. Further repetition of cycles;
16. продолжительность работы добывающих скважин большая в 1,5-2,5 раза, чем продолжительность работы нагнетательных скважин.16. The duration of the production wells is 1.5-2.5 times greater than the duration of the injection wells.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-16 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-16 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На поздней стадии разработки нефтяной залежи весьма часто наблюдается резкое увеличение обводненности при наличии значительных невыработанных запасов нефти. Причинами этого служат хорошие коллекторские свойства пласта и зональная неоднородность практически по всей залежи. Известные способы циклического заводнения позволяют изменить направление фильтрации, но при этом данное направление обусловлено наличием зон повышенного давления (зона нагнетания) и пониженного давления зоны отбора, что создает на участках залежи с хорошими коллекторскими свойствами пласта и зональной однородностью узкие языки прорыва воды и опережающую обводненность продукции в сравнении с выработкой запасов. Значительная часть запасов оказывается захороненной в залежи, нефтеотдача залежи оказывается невысокой. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается тем, что предлагаемый способ позволяет снизить разницу давлений в зоне отборов и нагнетаний за счет поочередного циклов отборов и закачки с промежуточными технологическими выдержками до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора. Снижение времени работы добывающих и нагнетательных скважин при повышении процента нефтесодержания продукции в 2 раза исключает текущие потери нефти, обеспечивая снижение объема добычи попутной воды и закачки, повышая этим нефтеотдачу пластов.In the late stage of oil field development, a sharp increase in water cut is often observed in the presence of significant undeveloped oil reserves. The reasons for this are good reservoir properties of the reservoir and zonal heterogeneity over almost the entire reservoir. Known methods of cyclic water flooding allow you to change the direction of filtration, but this direction is due to the presence of high pressure zones (pressure zone) and low pressure of the extraction zone, which creates narrow tongue breakthrough languages and leading water cut in areas of the reservoir with good reservoir properties and zonal uniformity in comparison with the development of reserves. A significant part of the reserves is buried in the reservoir, the oil recovery of the reservoir is low. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved in that the proposed method allows to reduce the pressure difference in the zone of sampling and injection due to alternate cycles of sampling and injection with intermediate process extracts until the formation pressure is equalized between the zones of injection and selection. Reducing the operating time of production and injection wells with a 2% increase in the oil content of products eliminates current oil losses, ensuring a decrease in the volume of associated water production and injection, thereby increasing oil recovery.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и изменение пластового давления работой нагнетательных и добывающих скважин. На поздней стадии разработки залежи, когда выработка запасов нефти достигает 55% и более при обводненности продукции скважин 75% и более проводят мероприятия по повышению нефтеотдачи залежи. Для этого останавливают нагнетательные и добывающие скважины и проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти. Запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины. При этом в зоне отбора снижается пластовое давление и фронт вытеснения, лишенный воздействия нагнетательных скважин, продвигается равномерно по пласту, в частности, к добывающим скважинам. Останавливают добывающие скважины и проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти. Фактически по всей залежи пластовое давление оказывается выровненным и пониженным. Запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Пластовое давление повышается в зоне закачки, и за счет продвижения рабочего агента по пласту в зону с пониженным давлением происходит равномерное продвижение фронта вытеснения от зоны закачки. Фронт вытеснения, лишенный воздействия добывающих скважин, продвигается равномерно по пласту и, в частности, к добывающим скважинам. Останавливают нагнетательные скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти. Фактически по всей залежи пластовое давление оказывается выровненным и повышенным. Вновь запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины. При этом накопленной энергии пласта (повышенного пластового давления) оказывается достаточным для работы добывающих скважин фактически на естественном режиме. Далее циклы повторяют, при этом продолжительность работы добывающих скважин устанавливают большей в 1,5-2,5 раза, чем продолжительность работы нагнетательных скважин.When developing an oil reservoir, the working agent is pumped through injection wells in a cyclic mode, oil is taken through production wells in a cyclic mode, and reservoir pressure is changed by the operation of injection and production wells. At the late stage of reservoir development, when oil production reaches 55% or more with well production watering of 75% or more, measures are being taken to increase the oil recovery of the reservoir. For this, injection and production wells are stopped and technological exposure is carried out until the reservoir pressure is equalized between the injection and oil extraction zones. The production wells are started up with the injection wells stopped and the oil is taken through the production wells. Moreover, in the selection zone, the formation pressure decreases and the displacement front, devoid of the impact of injection wells, moves uniformly throughout the formation, in particular, to production wells. The production wells are stopped and technological exposure is carried out until the reservoir pressure is equalized between the injection and oil extraction zones. In fact, the reservoir pressure is equalized and lowered over the entire reservoir. The injection wells are put into operation with the production wells stopped and the working agent is pumped through the injection wells. The reservoir pressure rises in the injection zone, and due to the movement of the working agent through the reservoir into the zone with reduced pressure, uniform movement of the displacement front from the injection zone occurs. The displacement front, devoid of the impact of production wells, is moving evenly across the reservoir and, in particular, to production wells. The injection wells are stopped, technological exposure is carried out until the reservoir pressure is equalized between the injection and oil extraction zones. In fact, the reservoir pressure is equalized and increased throughout the entire reservoir. The production wells are put back into operation when the injection wells are stopped and oil is taken through the production wells. At the same time, the accumulated reservoir energy (increased reservoir pressure) is sufficient for the operation of production wells in fact in natural mode. Next, the cycles are repeated, while the duration of the production wells is set 1.5-2.5 times greater than the duration of the injection wells.
За счет выравнивания пластового давления между периодами работы нагнетательных и добывающих скважин удается избежать прорывов рабочего агента по промытым зонам (языкам) от нагнетательных скважин к добывающим. Обводненность продукции снижается, а нефтеотдача возрастает. Пример конкретного выполнения.Due to the equalization of reservoir pressure between the periods of operation of the injection and production wells, it is possible to avoid breakthroughs of the working agent in the washed zones (languages) from the injection wells to production wells. Water cut is reduced, and oil recovery is increased. An example of a specific implementation.
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1090 м, пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 27°С, общая мощность пласта 7,9 м, нефтенасыщенная 3,7 м, пористость 21,6%, проницаемость 1281 мД, нефтенасыщенность 81%, вязкость нефти 28,6 мПа*с, плотность нефти 0,905 г/см3. Закачивают рабочий агент - пресную воду через 15 нагнетательных скважин, отбирают нефть через 16 добывающих скважин.An oil reservoir with the following characteristics is being developed: depth 1090 m, reservoir pressure 10 MPa, reservoir temperature 27 ° C, total reservoir thickness 7.9 m, oil saturated 3.7 m, porosity 21.6%, permeability 1281 mD, oil saturation 81%, oil viscosity of 28.6 MPa * s, oil density of 0.905 g / cm 3 . The working agent is pumped - fresh water through 15 injection wells, oil is taken through 16 production wells.
На поздней стадии разработки залежи проводят мероприятия по повышению нефтеотдачи залежи. На участке разработки останавливают нагнетательные и добывающие скважины и проводят технологическую выдержку в течение 15 сут до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти. Запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины в течение 60 сут. При этом в зоне отбора снижается пластовое давление до 8,3 МПа. Останавливают добывающие скважины и проводят технологическую выдержку в течение 15 сут до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти до 9,0 МПа. Запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в течение 30 сут. Пластовое давление повышается в зоне закачки до величины 10,4 МПа. Останавливают нагнетательные скважины и проводят технологическую выдержку в течение 15 сут до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти до величины 9,5 МПа. Вновь запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины в течение 60 сут. При этом накопленной энергии пласта (повышенного пластового давления) оказывается достаточно для работы добывающих скважин фактически на естественном режиме.At a late stage of reservoir development, measures are taken to increase the oil recovery of the reservoir. At the development site, injection and production wells are stopped and technological exposure is carried out for 15 days until the formation pressure is equalized between the injection and oil extraction zones. Production wells are put into operation with injection wells stopped and oil is taken through production wells for 60 days. At the same time, reservoir pressure in the selection zone decreases to 8.3 MPa. The production wells are stopped and technological exposure is carried out for 15 days until the formation pressure is equalized between the zones of injection and oil recovery to 9.0 MPa. The injection wells are put into operation when the production wells are stopped and the working agent is pumped through the injection wells for 30 days. The reservoir pressure rises in the injection zone to 10.4 MPa. The injection wells are stopped and technological exposure is carried out for 15 days until the formation pressure between the injection and oil extraction zones is equal to 9.5 MPa. Production wells are re-commissioned when injection wells are stopped and oil is taken through production wells for 60 days. At the same time, the accumulated reservoir energy (increased reservoir pressure) is enough for the production wells to actually work in natural mode.
В результате обводненность продукции добывающих скважин снижается с 90% до 82%, а нефтеотдача залежи повышается с 26,9% до 32%.As a result, the water cut of the production of production wells is reduced from 90% to 82%, and the oil recovery of the reservoir is increased from 26.9% to 32%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008120818/03A RU2354812C1 (en) | 2008-05-27 | 2008-05-27 | Method for development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008120818/03A RU2354812C1 (en) | 2008-05-27 | 2008-05-27 | Method for development of oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2354812C1 true RU2354812C1 (en) | 2009-05-10 |
Family
ID=41020006
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008120818/03A RU2354812C1 (en) | 2008-05-27 | 2008-05-27 | Method for development of oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2354812C1 (en) |
Cited By (4)
| 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 |
| RU2576066C1 (en) * | 2015-03-26 | 2016-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method to increase uniformity recovery of oil reserves |
| RU2607133C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of non-homogeneous oil deposit |
| RU2616010C1 (en) * | 2016-06-19 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method of zone-heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralized water flooding |
-
2008
- 2008-05-27 RU RU2008120818/03A patent/RU2354812C1/en active
Cited By (4)
| 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 |
| RU2576066C1 (en) * | 2015-03-26 | 2016-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method to increase uniformity recovery of oil reserves |
| RU2607133C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of non-homogeneous oil deposit |
| RU2616010C1 (en) * | 2016-06-19 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method of zone-heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralized water flooding |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2354812C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| Nielsen et al. | 1D simulations for microbial enhanced oil recovery with metabolite partitioning | |
| EP2284359A1 (en) | Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs | |
| RU2012129363A (en) | MULTI-STAGE SOLVENT EXTRACTION METHOD FOR HEAVY OIL DEPOSITS | |
| Wei | Advances in polymer flooding | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| RU2708746C1 (en) | Method for proppant multistage hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2012142692A (en) | METHOD FOR DEVELOPING OIL DEPOSITS IN BAZHENOVSKAYA SEDIMENTS | |
| RU2304703C1 (en) | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector | |
| RU2614834C1 (en) | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood | |
| RU2509880C1 (en) | Development method of deposits of viscous oils and bitumens | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2282025C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
| RU2657589C1 (en) | Method for developing the oil deposit | |
| RU2559992C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2485300C1 (en) | Development method of oil deposit in fractured reservoirs | |
| RU2498056C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2304704C1 (en) | Method of developing oil pool with low-permeable reservoir | |
| RU2527432C1 (en) | Method of oil deposit development by water and gas injection | |
| CN111350478B (en) | Oil production method and device | |
| RU2590965C1 (en) | Method of developing oil deposits |