RU2380523C1 - Multi-reservoir oil field development method - Google Patents
Multi-reservoir oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2380523C1 RU2380523C1 RU2008130533/03A RU2008130533A RU2380523C1 RU 2380523 C1 RU2380523 C1 RU 2380523C1 RU 2008130533/03 A RU2008130533/03 A RU 2008130533/03A RU 2008130533 A RU2008130533 A RU 2008130533A RU 2380523 C1 RU2380523 C1 RU 2380523C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- groups
- injection
- reservoir
- permeability
- wells
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке многопластовой залежи с неоднородными по проницаемости пластами.The invention relates to the oil industry, namely the development of a multilayer reservoir with heterogeneous permeability formations.
Известен «Способ разработки многопластовой нефтяной залежи» (патент RU №2132939, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №22 от 10.07.1999.г.), включающий оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, отличающийся тем, что пласты разделяют на две группы, а их оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств осуществляют для каждой группы, при этом в первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу включают менее проницаемые пласты с более медленной выработкой запасов, а агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта, закачивают, по меньшей мере, в одну нагнетательную и/или добывающую скважину и во второй половине периода снижения пластового давления, при этом продолжительность цикла закачки воды выбирают из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп.The well-known "Method for the development of a multilayer oil reservoir" (patent RU No. 2132939, ЕВВ 43/20, publ. Bull. No. 22 of 07/10/1999.), including an assessment of the average values of reservoir properties of the reservoirs, the selection of oil from the reservoirs through production wells, water injection in a cyclic mode through injection wells, injection of an agent that increases the hydrodynamic resistance of the formation, characterized in that the layers are divided into two groups, and their average values of the filtration-capacitive properties are estimated for each group, with the first g the group includes reservoirs with higher permeability and faster development of reserves, the second group includes less permeable reservoirs with slower development of reserves, and an agent that increases the hydrodynamic resistance of the formation is pumped into at least one injection and / or production well and in the second half of the period of decrease in reservoir pressure, while the duration of the water injection cycle is selected from the condition of ensuring the smallest difference in the averaged speeds of displacement of the displacement fronts in the reservoirs productive section of the first and second groups.
Недостатками данного способа являются сложность использования, так как требуется постоянный контроль и закачка реагентов, что в свою очередь приводит к высоким материальным затратам, узость области применения в многопластовых месторождениях, вскрытых каждой из скважин, так как редко на практике встречаются группы с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами, сгруппированными в верхней и нижней полостях скважины, разделяемых пакером, при этом требуется две нагнетательные линии для закачки в разнопроницаемые группы пластов.The disadvantages of this method are the difficulty of use, since constant monitoring and injection of reagents is required, which in turn leads to high material costs, the narrowness of the field of application in multilayer fields discovered by each of the wells, since groups with the same filtration-capacitance are rare in practice properties grouped in the upper and lower cavities of the well, separated by a packer, and two injection lines are required for injection into different-permeable groups of formations.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки многопластовой нефтяной залежи» (патент RU №2314414, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2008.г.), включающий разделение пластов на две группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение первой группы пластов с более высокой проницаемостью и второй группы пластов с меньшей проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, отличающийся тем, что во второй группе пластов с меньшей проницаемостью выделяют эксплуатационный объект с гидрофобной поверхностью пород, закачивают в него оторочки мицеллярного раствора, которые последовательно вытесняют оторочками буферной жидкости и предварительно очищенной подтоварной или сеноманской водой, причем одновременно с закачкой мицеллярного раствора и последовательными закачками оторочки буферного раствора и очищенной подтоварной или сеноманской водой закачивают очищенную подтоварную или сеноманскую воду в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, а отбор нефти осуществляют одновременно из всех групп пластов.The closest in technical essence and the achieved result is the "Method for the development of a multilayer oil reservoir" (patent RU No. 2314414, ЕВВ 43/20, publ. Bull. No. 1 dated 01/10/2008), including the separation of reservoirs into two groups with different reservoir properties, the allocation of the first group of formations with higher permeability and the second group of formations with lower permeability, injection of a working agent through injection wells, oil selection from the formations through production wells, characterized in that in the second group of formations with with a lower permeability, an operational object with a hydrophobic rock surface is isolated, micellar solution rims are pumped into it, which are successively displaced by buffer fluid rims and previously purified commercial or Cenomanian water; purified bottom-product or Cenomanian water in the first group of reservoirs with higher permeability, and the selection of oil is carried out simultaneously from all groups of layers.
Недостатками данного способа являются сложность использования, так как требуется постоянный контроль и закачка реагентов, что в свою очередь приводит к высоким материальным затратам, узость области применения в многопластовых месторождениях, вскрытых каждой из скважин, так как редко на практике встречаются группы с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами, сгруппированными в верхней и нижней полостях скважины, разделяемых пакером, при этом требуется две нагнетательные линии для закачки в разнопроницаемые группы пластов.The disadvantages of this method are the difficulty of use, since constant monitoring and injection of reagents is required, which in turn leads to high material costs, the narrowness of the field of application in multilayer fields discovered by each of the wells, since groups with the same filtration-capacitance are rare in practice properties grouped in the upper and lower cavities of the well, separated by a packer, and two injection lines are required for injection into different-permeable groups of formations.
Технической задачей предлагаемого способа является расширение функциональных возможностей за счет разделения на три группы пластов с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами, упрощение и удешевление разработки многопластового месторождения за счет исключения необходимости обработки некоторых пластов реагентами и использование одной нагнетательной линии для закачки рабочего агента по группам пластов.The technical task of the proposed method is to expand the functionality by dividing into three groups of formations with the same filtration-capacitive properties, simplifying and cheapening the development of a multilayer field by eliminating the need to treat some formations with reagents and using one injection line to pump a working agent into groups of formations.
Техническая задача решается способом разработки многопластовой нефтяной залежи, включающим разделение пластов на группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение групп пластов с различной проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины.The technical problem is solved by the method of developing a multilayer oil reservoir, including the separation of formations into groups with different filtration-capacitive properties, the allocation of groups of formations with different permeabilities, the injection of a working agent through injection wells, the selection of oil from the formations through production wells.
Новым является то, что после разделения пластов по фильтрационно-емкостным свойствам их разбивают на три группы с различной проницаемостью при помощи пакеров, после чего избирательно в нагнетательных скважинах отсекают нижнюю группу пластов, верхнюю и нижнюю группы по соответствующим раздельным колоннам дополнительно исследуют на проницаемость пластов, снимают изоляцию, изучают общую проницаемость средней и нижней группы пластов, исходя из этого, нижние пакеры нагнетательных скважин оснащают разделителем потока, например штуцером или регулировочным клапаном, и производят закачку рабочего агента по отдельным колоннам в верхнюю группу пластов и в среднюю и нижнюю группы пластов, при этом на устье закачку производят с одной нагнетательной линии, разбив устьевыми регуляторами потока, например задвижками, для отдельных колонн каждой нагнетательной скважины, причем подъем продукции пластов из добывающих скважин производится одновременно или раздельно в зависимости от физико-химических свойств продукции пластов.What is new is that after separation of the reservoirs by filtration-capacitive properties, they are divided into three groups with different permeabilities using packers, after which the lower group of reservoirs is selectively cut off in the injection wells, the upper and lower groups are additionally examined for the permeability of the reservoirs by the corresponding separate columns, remove the insulation, study the total permeability of the middle and lower groups of reservoirs, on the basis of this, the lower packers of injection wells are equipped with a flow separator, for example, a nozzle and and a control valve, and the working agent is injected in separate columns into the upper group of formations and into the middle and lower groups of formations, while at the mouth, injection is performed from one injection line, broken by wellhead flow controllers, for example, valves, for individual columns of each injection well, moreover, the rise of formation products from producing wells is carried out simultaneously or separately, depending on the physicochemical properties of the formation products.
На фиг.1 изображена схема реализации способа в нагнетательной скважине.Figure 1 shows a diagram of the implementation of the method in the injection well.
На фиг.2 показана схема реализации способа на устье нагнетательной скважины.Figure 2 shows a diagram of the implementation of the method at the mouth of the injection well.
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи в скважине 1 (см. фиг.1) включает разделение пластов на три группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами: верхнюю 2, среднюю 3 и нижнюю 4; разделение сверху этих групп 2, 3 и 4 пластов с различной проницаемостью соответствующими пакерами 5, 6 и 7. Причем сначала в нагнетательной скважине 1 устанавливают нижний пакер 7 с проходным каналом 8 и хвостовиком 9, затем - средний 6 с проходным каналом 10, большим, чем проходной канал 8 нижнего пакера 7, а потом на колонне труб 11 - верхний пакер 5 с внутренним проходным диаметром 12, большим, чем проходной канал 10 среднего пакера 6. Далее в колонну труб 11 спускают технологическую колонну 13 с ниппелем 14 на конце, взаимодействующим герметично по наружной поверхности в конце спуска с проходным каналом 10 среднего пакера 6. Затем избирательно на нескольких нагнетательных скважинах 1 в технологическую колонну 13 на канате (на фиг.1 не показан) с заглушкой (на фиг.1 не показана), которая герметично перекрывает проходной канал 8 нижнего пакера 7, отсекая нижнюю группу пластов 4. Затем по колонне труб 11 и технологической колонне 13 нагнетают рабочий агент соответственно в верхнюю 2 и среднюю 3 группы пластов, изучая проницаемость этих групп пластов 2 и 3. Далее на канате извлекают заглушку из скважины 1 и нагнетают по технологической колонне 13 в среднюю 3 и нижнюю 4 группы пластов, изучая их суммарную проницаемость и определяя проницаемость нижней группы пластов 4. Исходя из этого исследования, во всех нагнетательных скважинах 1, на канате (не показан на фиг.1) через технологическую колонну 13 спускают разделитель потока 15, вставляемый в проходной канал 8 нижнего пакера 7. В качестве разделителя потока 15 на практике применяли штуцер с тарированным проходным диаметром для пропорционального разделения потока или регулировочный клапан, настроенный на снижение давления нагнетания под нижним пакером 4 на 1-5 МПа. После извлечения каната без разделителя потока 15 из скважины по колонне труб 11 и технологической колонне 13 нагнетают рабочий агент под необходимым давлением, соответственно, в верхнюю группу пластов 2 и среднюю 3, и нижнюю 4 группы пластов через разделитель потока 15. При этом на устье 16 (см. фиг.2) закачку производят с одной нагнетательной линии 17, разбив устьевыми регуляторами потока 18 и 19 для колонн 11 (см. фиг.1) и 13, соответственно, на каждой нагнетательной скважине 1. В качестве устьевых регуляторов потока 18 (см. фиг.2) и 19 на практике использовались задвижки, штуцера с различными проходными отверстиями и настроенные на соответствующее падение давления клапанные узлы. При этом подъем продукции групп пластов 2, 3 и 4 из добывающих скважин (на фиг. не показаны) производится одновременно одним или несколькими насосами, оборудуя, например, проходные каналы 8 (см. фиг.1) и 10 соответствующих среднего 6 и нижнего 7 пакеров штуцерами с тарированными отверстиями, или раздельно, используя поочередную добычу с отсечением неиспользуемых групп пластов или по самостоятельным колоннам труб в зависимости от физико-химических свойств продукции пластов. Это зависит, например, от наличия серы в одной из групп пластов 2, 3 или 4, а в других - нет, тогда продукцию группы 2, 3 или 4 пластов с серой добывают по отдельной колонне труб (на фиг. не показана), а остальных по общей. Причем автор не претендует на способы одновременной или раздельной эксплуатации добывающих скважин.A method for developing a multilayer oil reservoir in well 1 (see FIG. 1) includes dividing the strata into three groups with different reservoir properties: upper 2,
Поскольку на территории Российской Федерации (РФ) группы пластов с тремя различными фильтрационно-емкостных свойствами пластов встречаются в 2-3 раза чаще, чем с двумя, то предлагаемый способ функционально более востребован, при этом прост и дешев в применении, так как не требует для выравнивания фронта заводнения закачки реагентов и использует одну нагнетательную линию для нагнетания рабочего агента во все группы пластов.Since on the territory of the Russian Federation (RF) groups of formations with three different filtration-reservoir properties of formations are found 2-3 times more often than with two, the proposed method is functionally more in demand, while it is simple and cheap to use, since it does not require leveling the waterflooding front of the injection of reagents and uses one injection line to pump the working agent into all groups of formations.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008130533/03A RU2380523C1 (en) | 2008-07-23 | 2008-07-23 | Multi-reservoir oil field development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008130533/03A RU2380523C1 (en) | 2008-07-23 | 2008-07-23 | Multi-reservoir oil field development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2380523C1 true RU2380523C1 (en) | 2010-01-27 |
Family
ID=42122153
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008130533/03A RU2380523C1 (en) | 2008-07-23 | 2008-07-23 | Multi-reservoir oil field development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2380523C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459934C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
RU2528305C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multilayer oil deposit development method |
CN104100243A (en) * | 2013-04-08 | 2014-10-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Three-stage subdivision method for retarding interlayer interference of fault-block oil reservoir with ultrahigh water-cut stage and multiple oil layers |
RU2563463C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil |
CN105626010A (en) * | 2016-03-16 | 2016-06-01 | 中国石油大学(华东) | Method for reasonably dividing water injection layer sections in segmented water injection well |
RU2720726C1 (en) * | 2019-11-22 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of swabbing wells with low formation pressure and device for its implementation |
WO2020133929A1 (en) * | 2018-12-29 | 2020-07-02 | 中国石油大学(华东) | Determining method and device for layer combination in layered water injection process |
-
2008
- 2008-07-23 RU RU2008130533/03A patent/RU2380523C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
U 2187631 C2, 20.08.2002. * |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459934C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
CN104100243A (en) * | 2013-04-08 | 2014-10-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Three-stage subdivision method for retarding interlayer interference of fault-block oil reservoir with ultrahigh water-cut stage and multiple oil layers |
RU2528305C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multilayer oil deposit development method |
RU2563463C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil |
CN105626010A (en) * | 2016-03-16 | 2016-06-01 | 中国石油大学(华东) | Method for reasonably dividing water injection layer sections in segmented water injection well |
CN105626010B (en) * | 2016-03-16 | 2017-11-17 | 中国石油大学(华东) | A kind of water filling interval classifying rationally method in subsection water injection well |
WO2020133929A1 (en) * | 2018-12-29 | 2020-07-02 | 中国石油大学(华东) | Determining method and device for layer combination in layered water injection process |
RU2720726C1 (en) * | 2019-11-22 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of swabbing wells with low formation pressure and device for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2380523C1 (en) | Multi-reservoir oil field development method | |
RU2015156402A (en) | METHOD OF IMPROVED PRODUCTION OF HYDROCARBONS USING MULTIPLE ARTIFICIALLY EDUCATED CRACKS | |
RU2297521C1 (en) | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation | |
RU2410531C1 (en) | Plant for simultaneously separated bed exploitation | |
CN103089204A (en) | Double-coal-bed layered pressure control device combining coal discharging and coal mining | |
RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
RU2354810C1 (en) | Method for simultaneous-separate operation of pressure well | |
RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
RU2410530C1 (en) | Plant for simultaneously separated bed exploitation | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU2531228C1 (en) | Well operation installation | |
RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
RU2290500C1 (en) | Method for inter-well transit of liquid | |
RU2463443C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2531976C2 (en) | Plant for in-well separation of oil from water | |
RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
RU2402678C1 (en) | Pump station for simultaneous separate development of reservoirs in well | |
RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
RU2498052C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well | |
RU165961U1 (en) | INSTALLATION FOR SEPARATE OIL AND WATER PRODUCTION FROM A HIGHLY WATERED OIL WELL | |
RU2353808C1 (en) | Plant for dual operation of two beds | |
RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
RU2446276C1 (en) | Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120724 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20130827 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150724 |