RU2357075C1 - Method of development of hydrocarbon field - Google Patents
Method of development of hydrocarbon field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2357075C1 RU2357075C1 RU2007143152/03A RU2007143152A RU2357075C1 RU 2357075 C1 RU2357075 C1 RU 2357075C1 RU 2007143152/03 A RU2007143152/03 A RU 2007143152/03A RU 2007143152 A RU2007143152 A RU 2007143152A RU 2357075 C1 RU2357075 C1 RU 2357075C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- water
- reservoir
- producing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки углеводородных залежей.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for developing hydrocarbon deposits.
Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные и добычу нефти через добывающие /1/.A known method of developing a hydrocarbon reservoir, including drilling the reservoir by injection and producing wells, pumping water through injection and oil production through the producing / 1 /.
Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти, поскольку способ не предусматривает мер по снижению остаточного целикообразования.The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery, since the method does not provide measures to reduce residual cohesion.
Наиболее близким к предлагаемому является выбранный в качестве прототипа способ разработки углеводородной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами закачку воды через нагнетательные и добычу нефти через добывающие /2/.Closest to the proposed is the selected as a prototype method for developing a hydrocarbon reservoir, including drilling the reservoir with injection and producing wells, pumping water through injection and oil production through producing / 2 /.
Недостатком известного способа является то, что в условиях слоисто-неоднородного пласта, когда верхняя часть пласта имеет худшие фильтрационно-емкостные характеристики по сравнению с нижней, в ней остается остаточный целик нефти, выработка которого происходит крайне медленно и при высокой обводненности добываемой продукции. Подтверждением этому являются поставленные ранее /3, 4/ и приведенные в материалах заявки результаты эксперимента.The disadvantage of this method is that in a layered heterogeneous formation, when the upper part of the formation has the worst filtration-capacitive characteristics compared to the lower one, the residual pillar of oil remains in it, the production of which occurs extremely slowly and at high water cut of the produced products. This is confirmed by the experiment results set earlier / 3, 4 / and given in the application materials.
Целью изобретения является повышение эффективности способа при его реализации на слоисто-неоднородных пластах с низкопроницаемым прослоем в верхней части и высокопроницаемым в нижней. Поставленная цель достигается за счет интенсификации выработки нефти из низкопроницаемого прослоя.The aim of the invention is to increase the efficiency of the method when it is implemented on layered heterogeneous formations with a low permeability layer in the upper part and highly permeable in the lower. The goal is achieved through the intensification of oil production from the low permeability layer.
Реализация способа проясняется на чертеже. Залежь разбуривают нагнетательными 1 и добывающими 2 и горизонтальными 3 скважинами. Нагнетательные скважины 1 вскрывают перфорацией 4 в высокопроницаемой части 5 пласта, а добывающие скважины 2 с перфорацией 6 в низкопроницаемой части 7 пласта. Таким образом, закачка воды осуществляется через интервалы 4, а отбор нефти через интервалы 6. Такая технология обеспечивает, как это видно из результатов наблюдений в /3, 4/, которые приведены в материалах заявки, образование сплошного водяного зеркала 8 вдоль горизонтального контакта «нефть-вода» по напластованию.The implementation of the method is clarified in the drawing. The deposit is drilled with injection 1 and producing 2 and horizontal 3 wells. Injection wells 1 are opened by perforation 4 in the highly permeable part 5 of the formation, and production wells 2 with perforation 6 in the low-permeability part 7 of the formation. Thus, water is pumped at intervals of 4, and oil is taken at intervals of 6. This technology ensures, as can be seen from the observations in / 3, 4 /, which are given in the application materials, the formation of a continuous water mirror 8 along the horizontal oil contact -water "by bedding.
В свою очередь образование сплошного водяного зеркала вдоль горизонтального контакта «нефть-вода» в дальнейшем, при субвертикальном вытеснении нефти водой, обеспечивает достижение максимального коэффициента охвата. Для реализации этой положительной динамики на втором этапе разработки пускают в эксплуатацию на нефть горизонтальные скважины 3, а в добывающих скважинах 2 вскрывают перфорацией 9 высокопроницаемую часть 5 пласта и начинают закачку через нее воды, а отбор нефти через интервалы 6 прекращают. При этом через нагнетательные скважины 1 продолжают закачку воды в высокопроницаемую часть 5 пласта через интервал перфорации 4.In turn, the formation of a continuous water mirror along the horizontal oil-water contact in the future, with subvertical displacement of oil by water, ensures the achievement of the maximum coverage coefficient. To realize this positive dynamics, at the second stage of development, horizontal wells 3 are put into operation for oil, and in the production wells 2, the highly permeable part 5 of the formation is opened by perforation 9 and water is pumped through it, and oil withdrawal at intervals 6 is stopped. Moreover, through injection wells 1, water is continued to be pumped into the highly permeable part 5 of the formation through the perforation interval 4.
Величину депрессии на горизонтальной скважине устанавливают из выражения:The amount of depression on a horizontal well is determined from the expression:
Рпл-Рc≤γн·hН,P PL -P c ≤γ n · h N ,
где (Рпл-Рс) - депрессия, Па,where (R pl -R s ) - depression, Pa,
Рпл - пластовое давление, Па,P PL - reservoir pressure, PA,
Рс - давление на горизонтальной скважине, Па,P s - pressure on a horizontal well, Pa,
γн - удельный вес нефти, н/м3,γ n - specific gravity of oil, n / m 3 ,
hН - средняя толщина нефтенасыщенной зоны, м.h N - average thickness of the oil-saturated zone, m
Установка величины депрессии из указанного выражения позволяет исключить локальные прорывы воды к интервалу вскрытия добывающей горизонтальной скважины 3.Setting the magnitude of depression from this expression allows you to exclude local breakthroughs of water to the opening interval of the producing horizontal well 3.
В результате обеспечивается устойчивое субвертикальное вытеснение нефти водой. Опережающее заводнение низкопроницаемой части с закачкой и отбором через вертикальные скважины избавляет от необходимости бурения дополнительных горизонтальных скважин для заводнения нижней высокопроницаемой части пласта.The result is a stable subvertical displacement of oil by water. The advanced flooding of the low-permeability part with injection and withdrawal through vertical wells eliminates the need to drill additional horizontal wells to flood the lower highly permeable part of the reservoir.
Обычная нефтегазодобывающая практика состоит в бурении горизонтальных скважин и в нижней и в верхней частях пласта, заводнении нижней части и отборе нефти - из верхней. В предлагаемом техническом решении опережающее заводнение осуществляется через вертикальные скважины в нижней высокопроницаемой части пласта, что позволит снизить энергетические затраты на обустройство залежи за счет исключения затрат на капитальное строительство дополнительных горизонтальных скважин.A common oil and gas production practice is to drill horizontal wells in both the lower and upper parts of the reservoir, flooding the lower part and taking oil from the top. In the proposed technical solution, advanced flooding is carried out through vertical wells in the lower highly permeable part of the reservoir, which will reduce the energy costs of equipping the reservoir by eliminating the cost of capital construction of additional horizontal wells.
Закачка воды через нагнетательные скважины 1 в нижнюю высокопроницаемую часть пласта и отбор нефти через скважины 2 - из верхней обеспечивает опережающее заводнение первой, ускоряет переход к этапу вертикального вытеснения нефти и сокращает тем самым сроки разработки залежи. Размещения интервалов вскрытия 6 добывающих скважин 2 первоначально в низкопроницаемой части 7 дополнительно к указанному выше обеспечивает предотвращение образования обратного конуса «нефть-в-воду» на линии отбора, нежели в том случае, если бы отбор нефти через скважины 2 (в целях ускорения образования сплошного водяного зеркала) производился бы из нижней высокопроницаемой части пласта.Water injection through injection wells 1 into the lower highly permeable part of the reservoir and oil extraction through wells 2 - from the upper one provides advanced flooding of the first, accelerates the transition to the stage of vertical oil displacement and thereby reduces the development time of the reservoir. The placement of the opening intervals 6 of producing wells 2 initially in the low-permeable part 7 in addition to the above ensures the prevention of the formation of an inverse oil-to-water cone on the production line, rather than if oil were taken through the wells 2 (in order to accelerate the formation of continuous water mirror) would be produced from the lower highly permeable part of the reservoir.
Двустороннее заводнение нижней высокопроницаемой части пласта через скважины 1 и 2 на втором этапе с одновременным отбором пластовых флюидов по всей длине горизонтальной скважины обеспечивает равномерное поднятие контакта «вода-нефть» и снижает возможность локальных прорывов воды к интервалу отбора. Этому же способствует направление вытеснения вертикально вверх по всей длине пласта.Two-sided flooding of the lower highly permeable part of the formation through wells 1 and 2 in the second stage with simultaneous selection of formation fluids along the entire length of the horizontal well ensures uniform raising of the water-oil contact and reduces the possibility of local breakthroughs of water to the sampling interval. This also contributes to the direction of displacement vertically upward along the entire length of the formation.
Изложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «существенные отличия».The above allows us to conclude that the claimed technical solution meets the criterion of "significant differences".
Немаловажное значение имеет также момент перехода от первого этапа разработки ко второму, который определяется следующим образом.Equally important is the moment of transition from the first stage of development to the second, which is determined as follows.
Очевидно, что для обеспечения стабильных эксплуатационных показателей горизонтальной скважины, необходимо иметь характеристики дренируемой зоны, которые не менялись бы в процессе разработки залежи. В случае же реализации предлагаемого способа при переходе контактом «нефть-вода» границы прослоев различной проницаемости могла бы возникнуть необходимость в изменении эксплуатационного режима работы горизонтальной скважины. Для устранения такой необходимости горизонтальные скважины запускают в эксплуатацию после прохождения контактом «нефть-вода» границы разнопроницаемых слоев.Obviously, to ensure stable operational performance of a horizontal well, it is necessary to have the characteristics of the drained zone that would not change during the development of the reservoir. In the case of the implementation of the proposed method, when crossing the oil-water contact, the boundaries of the interbeds of various permeabilities might necessitate a change in the operational mode of the horizontal well. To eliminate such a need, horizontal wells are put into operation after the oil-water contact passes through the boundaries of different layers.
В качестве примера реализации способа приводится элемент разработки со следующими исходными данными:As an example of the implementation of the method, a development element with the following initial data is given:
длина элемента (расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами в=500 м;element length (distance between injection and producing wells = 500 m;
ширина а=300 м;width a = 300 m;
толщина низкопроницаемой части h1=10 м;the thickness of the low permeability part h 1 = 10 m;
высокопроницаемой h2=10 м;highly permeable h 2 = 10 m;
пористость первой m1=0,10;porosity of the first m 1 = 0.10;
второй m2=0,30;the second m 2 = 0.30;
приемистость нагнетательной скважины Q=100 т/сут;injectivity of the injection well Q = 100 t / day;
плотность нефти и воды соответственно ρн=0,8 г/см2 и ρв=1,0 г/см2;the density of oil and water, respectively, ρ n = 0.8 g / cm 2 and ρ in = 1.0 g / cm 2 ;
коэффициент извлечения нефти КИН=0,5.oil recovery factor CIN = 0.5.
Тогда извлекаемые запасы из низкопроницаемой частиThen recoverable reserves from the low permeability part
Q1=ρн·a·в·m1·h1·КИН=300·500·0,1·10·0,5·0,8=0,6·105 mQ 1 = ρ n · a · in · m 1 · h 1 · CIN = 300 · 500 · 0.1 · 10 · 0.5 · 0.8 = 0.6 · 10 5 m
Из высокопроницаемой частиFrom highly permeable part
Q2=ρ·а·в·m2•h2·КИН=300·500·0,3·10·0,5·10·0,8=1,8·105 m, иQ 2 = ρ · a · in · m 2 • h 2 · CIN = 300 · 500 · 0.3 · 10 · 0.5 · 10 · 0.8 = 1.8 · 10 5 m, and
Заводнение нижней части произойдет за времяFlooding of the bottom will occur in time
Через это время начинают второй этап разработки.After this time, the second stage of development begins.
Приемистости добывающих скважин 2, которые вскрывают во втором этапе в нижней высокопроницаемой части принимают как для скважин 1 Qнаг=100 т/сут, тогда сроки разработки низкопроницаемого верхнего прослоя:The pick-up of production wells 2, which are opened in the second stage in the lower highly permeable part, is taken as for wells 1 Q ng = 100 t / day, then the development time of the low-permeability upper interlayer:
Депрессия на горизонтальной добывающей скважине:Depression on a horizontal production well:
(Pпл-Pc)≤0,8·104 н/м3·10 м=0,8·105 Па.(P pl -P c ) ≤0.8 · 10 4 n / m 3 · 10 m = 0.8 · 10 5 Pa.
ЛИТЕРАТУРАLITERATURE
1. Коршак А.А. и др. Основы нефтегазового дела, г. Уфа, Дизайнполиграфарвис, 2002 г., с.155.1. Korshak A.A. et al. Fundamentals of Oil and Gas Business, Ufa, Designpolygraphgraphis, 2002, p. 155.
2. Павленко В.П. Эксплуатация залежей нефти. М., 2003, с.28 (прототип).2. Pavlenko V.P. Exploitation of oil deposits. M., 2003, p.28 (prototype).
3. Умариев Т.М. Исследование структуры пластовых потерь нефти в слоисто-неоднородном пласте. Сборник «Нефтепромысловое дело». М., ВНИИОЭНТ, 1992 г.3. Umariev TM Study of the structure of reservoir oil losses in a stratified inhomogeneous reservoir. Collection "Oilfield business." M., VNIIOENT, 1992
4. Еникеев В.Р. Анализ разработки девонских залежей Туймазинского месторождения. Обзорная информация. Серия: «Нефтепромысловое дело», вып.18 (107), М., 1985, с.53.4. Enikeev V.R. Analysis of the development of Devonian deposits of the Tuymazinsky field. Overview information. Series: “Oilfield Business”, issue 18 (107), M., 1985, p. 53.
Claims (3)
Рпл-Рс≤γн·hH
где (Рпл-Рс) - величина депрессии, Па;
Рпл - пластовое давление, Па;
Рс - давление на горизонтальной скважине, Па;
γн - удельный вес нефти, н/м;
hH - средняя по залежи толщина нефтенасыщенного слоя, м. 3. The method of developing a hydrocarbon reservoir according to claim 1, characterized in that the amount of depression in a horizontal well is set from the expression
P pl -P with ≤γ n · h H
where (R PL -R s ) - the value of depression, PA;
P PL - reservoir pressure, Pa;
P with - pressure on a horizontal well, Pa;
γ n - specific gravity of oil, n / m;
h H is the average oil-saturated layer thickness, m
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007143152/03A RU2357075C1 (en) | 2007-11-21 | 2007-11-21 | Method of development of hydrocarbon field |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007143152/03A RU2357075C1 (en) | 2007-11-21 | 2007-11-21 | Method of development of hydrocarbon field |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2357075C1 true RU2357075C1 (en) | 2009-05-27 |
Family
ID=41023486
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007143152/03A RU2357075C1 (en) | 2007-11-21 | 2007-11-21 | Method of development of hydrocarbon field |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2357075C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102071922A (en) * | 2011-01-15 | 2011-05-25 | 胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司 | Low permeable oil deposit virtual horizontal well development method |
RU2812976C1 (en) * | 2023-07-04 | 2024-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposits |
-
2007
- 2007-11-21 RU RU2007143152/03A patent/RU2357075C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КАЛИНИН А.Г. и др. Бурение наклонных скважин. - М.: Недра, 1990, с.281-282. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102071922A (en) * | 2011-01-15 | 2011-05-25 | 胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司 | Low permeable oil deposit virtual horizontal well development method |
CN102071922B (en) * | 2011-01-15 | 2013-07-03 | 胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司 | Low permeable oil deposit virtual horizontal well development method |
RU2812976C1 (en) * | 2023-07-04 | 2024-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposits |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10927655B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
US8215392B2 (en) | Gas-assisted gravity drainage (GAGD) process for improved oil recovery | |
Zhou et al. | The dominant mechanism of enhanced heavy oil recovery by chemical flooding in a two-dimensional physical model | |
CA2698757C (en) | Application of reservoir conditioning in petroleum reservoirs | |
RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
US20150204171A1 (en) | Carbon dioxide energy storage and enhanced oil recovery | |
WO2017083954A1 (en) | Method for recovering hydrocarbons from low permeability formations | |
RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
RU2527429C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2357075C1 (en) | Method of development of hydrocarbon field | |
RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
Chen | Evaluation of EOR potential by gas and water flooding in shale oil reservoirs | |
RU2730163C1 (en) | Method for operation of oil well with bottom water | |
RU2506418C1 (en) | Method for oil deposit development at late stage | |
RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
RU2421606C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
RU2515741C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors | |
RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2816602C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2527949C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with clayey collector |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091122 |