RU2386797C1 - Development method of oil field - Google Patents
Development method of oil field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386797C1 RU2386797C1 RU2009104657/03A RU2009104657A RU2386797C1 RU 2386797 C1 RU2386797 C1 RU 2386797C1 RU 2009104657/03 A RU2009104657/03 A RU 2009104657/03A RU 2009104657 A RU2009104657 A RU 2009104657A RU 2386797 C1 RU2386797 C1 RU 2386797C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- gas
- production
- water
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с большой толщиной.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in the development of oil deposits with a large thickness.
В настоящее время основным способом разработки нефтяного пласта считается его заводнение через систему нагнетательных скважин, расположенных за контуром нефтеносности залежи или внутри контура. Внутриконтурное заводнение встречается чаще, особенно в низкопроницаемых пластах, представленных преимущественно пористотрещинноватым коллектором. Заводнение таких пластов позволяет добыть не более 30% нефти от первоначальных запасов. Основной причиной такой низкой результативности заводнения является образование сквозных трещин, соединяющих забои нагнетательных и добывающих скважин, вследствие чего вода, проходя напрямую к добывающей скважине, не участвует в процессе вытеснения нефти. Кроме того, содержащиеся в воде илистые частицы блокируют мелкие и мельчайшие трещины, образованные в ходе сингенетических и эпигенетических процессов, вследствие чего остаются только крупные трещины, облегчая образование сквозных каналов под действием давления нагнетания.Currently, the main method for developing an oil reservoir is considered to be its flooding through a system of injection wells located beyond the oil contour of the reservoir or inside the contour. In-circuit flooding is more common, especially in low-permeability formations, represented primarily by a porous-fractured reservoir. Waterflooding of such formations allows producing no more than 30% of the oil from the initial reserves. The main reason for such low waterflooding performance is the formation of through cracks connecting the faces of injection and production wells, as a result of which water, passing directly to the production well, does not participate in the oil displacement process. In addition, silty particles contained in water block small and minute cracks formed during syngenetic and epigenetic processes, as a result of which only large cracks remain, facilitating the formation of through channels under the action of injection pressure.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные (патент RU 2105871, опубл. 27.02.1998).A known method of developing an oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells, taking oil through production wells and converting waterlogged production wells to injection wells (patent RU 2105871, publ. 02.27.1998).
Способ позволяет вовлечь в разработку дополнительные зоны, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.The method allows to involve additional zones in the development, however, the oil recovery of the reservoir remains low.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий подачу в нагнетательную скважину по колонне лифтовых труб воду и одновременно по затрубному пространству газ, при этом темп нагнетания данных агентов устанавливают так, чтобы при максимальном расходе одного из них, например воды, расход второго, например газа, был минимальный, после чего плавно изменяют режим - снижают до минимального расход первого агента - воды и увеличивают до максимального расход второго агента - газа. Циклы в указанной последовательности многократно повторяют (патент RU 2088750, опубл. 27.08.1997).A known method of developing an oil reservoir, comprising supplying water to the injection well through a string of elevator pipes and at the same time gas through an annulus, wherein the rate of injection of these agents is set so that at a maximum flow rate of one of them, for example water, the flow rate of the second, for example gas, is minimum, then smoothly change the mode - reduce to a minimum flow rate of the first agent - water and increase to a maximum flow rate of the second agent - gas. The cycles in the indicated sequence are repeated many times (patent RU 2088750, publ. 08.27.1997).
Изобретение позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения за счет более полного охвата залежи вытеснением закачиваемыми агентами при увеличении их вертикальных перетоков.The invention allows to increase the oil recovery coefficient due to a more complete coverage of the reservoir by displacement by injected agents with an increase in their vertical flows.
Недостатком данного изобретения является перевод ранее действующих нагнетательных скважин с формированной системой фильтрации под одновременное нагнетание газа и воды, что не в полной мере способствует увеличению охвата пласта дренированием, так как основной объем закачиваемого агента двигается по ранее сформированным фильтрационным каналам к забоям добывающих скважин, не выполняя полезной работы. С технологической точки зрения сложность реализации способа состоит в создании высокого давления в межзатрубном пространстве 18÷30 МПа при закачке газа и воды, что может привести к нарушению целостности эксплуатационной колонны, которая при строительстве скважины опрессовывается на герметичность давлением 10÷15 МПа. Также возможны осложнения, вызванные образованием гидратов в призабойной зоне пласта при совместной закачке воды и газа.The disadvantage of this invention is the transfer of previously operating injection wells with a formed filtration system for simultaneous injection of gas and water, which does not fully contribute to increasing the coverage of the formation by drainage, since the main volume of the injected agent moves through previously formed filtration channels to the bottom of production wells without performing useful work. From a technological point of view, the complexity of the implementation of the method consists in creating high pressure in the annular space of 18 ÷ 30 MPa when injecting gas and water, which can lead to a violation of the integrity of the production string, which, when building a well, is tested for tightness with a pressure of 10 ÷ 15 MPa. There are also possible complications caused by the formation of hydrates in the bottomhole formation zone during the combined injection of water and gas.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, выбор добывающей скважины, первой отреагировавшей на закачку преждевременным прорывом закачиваемых вод, ограничение отбора в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины и при отсутствии снижения обводненности перевод скважины в нагнетательную (патент RU 2335627, опубл. 10.10.2008).Closest to the invention, the technical essence is a method of developing an oil reservoir, including pumping water through injection wells and extracting oil through production wells, transferring waterlogged production wells to injection wells, selecting a production well that first responded to the injection by premature breakthrough of injected water, restricting selection in the selected well up to a complete shutdown of the well and in the absence of a decrease in water cut, the transfer of the well to injection (patent RU 2335627, publ. 10.10.2008).
Особенностью способа является то, что в обеих нагнетательных скважинах, переведенной под нагнетание и в прежней, от которой обводнилась переведенная скважина, организуют встречное заводнение, при этом объем воды, закачиваемый в прежнюю нагнетательную скважину, распределяют равномерно на обе скважины, прежнюю и переведенную, при сохранении баланса объема закачиваемой воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях. В этом случае закачиваемая вода фильтруется через стенки сквозного канала с большей интенсивностью и оттесняет нефть от стенок канала в глубь пласта к добывающим скважинам, что приводит к увеличению охвата пласта и повышению нефтеотдачи.A feature of the method is that in both injection wells, converted to injection and in the former, from which the translated well was flooded, counter-flooding is organized, while the volume of water pumped into the previous injection well is distributed evenly to both wells, the former and the transferred, at maintaining the balance of the volume of injected water into injection wells and the selection of oil from production wells in reservoir conditions. In this case, the injected water is filtered through the walls of the through channel with greater intensity and pushes the oil from the walls of the channel deep into the reservoir to the producing wells, which leads to an increase in the coverage of the reservoir and an increase in oil recovery.
Однако применение известного способа может быть недостаточно эффективно при разработке нефтяного пласта большой толщины, особенно при наличии в нем естественных трещин, в этом случае эффективность встречного заводнения снижается вследствие растекания воды по подошве пласта, оставляя без воздействия прикровельную часть.However, the application of the known method may not be effective enough when developing an oil reservoir of large thickness, especially if there are natural cracks in it, in this case, the efficiency of oncoming water flooding is reduced due to the spreading of water along the bottom of the formation, leaving the side part unaffected.
Технической задачей предлагаемого способа разработки нефтяной залежи, имеющей большую толщину пласта (более 10 м), является повышение нефтеотдачи залежи путем вовлечения в разработку прикровельной части мощного продуктивного пласта за счет гравитационного перераспределения закачиваемых агентов в пласте.The technical task of the proposed method for developing an oil reservoir having a large thickness of the formation (more than 10 m) is to increase the oil recovery of the reservoir by involving in the development of the side part of a powerful productive formation due to the gravitational redistribution of injected agents in the formation.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, выбор добывающей скважины, первой отреагировавшей на закачку преждевременным прорывом закачиваемой воды, ограничение отбора в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины и при отсутствии снижения обводненности перевод скважины в нагнетательную, согласно изобретению в переведенную под нагнетание добывающую скважину производят закачку газа, которую ведут при остановленной нагнетательной скважине, от которой обводнилась переведенная под нагнетание газа добывающая скважина, и работающем фонде соседних добывающих скважин, при этом нагнетание газа в выбранную добывающую скважину продолжают до прорыва газа в одну из соседних добывающих скважин работающего фонда, после чего переведенную под нагнетание газа добывающую скважину останавливают и возобновляют закачку воды в остановленную нагнетательную скважину.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, which includes pumping water through injection wells, taking oil through production wells, transferring waterlogged production wells to injection wells, selecting a production well that first responded to the injection by premature breakthrough of injected water, restricting selection in the selected well up to a complete shutdown of the well and in the absence of a decrease in water cut, the transfer of the well into the injection, according to the invention, into the transferred a producing well is injected with gas, which is conducted when the injection well is shut off, from which a producing well converted to gas is irrigated, and a working fund of neighboring producing wells is flooded, while gas injection into the selected producing well is continued until gas breaks into one of the neighboring producing wells of the working fund then the production well, which has been converted to gas injection, is stopped and the water injection in the stopped injection well is resumed.
Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION
Под нагнетание газа переводится обводненная добывающая скважина, которая реагирует на закачку нагнетательной скважины, между которыми выявлена прямая гидродинамическая связь геофизическими исследованиями либо по результатам трассерных исследований. Нагнетание газа позволяет оттеснить прорвавшуюся воду и значительно ограничить ее влияние. Газ, как и вода, двигаясь по пути наименьшего сопротивления, в первую очередь, заполняет трещиноватый объем коллектора, в данном случае газ заполняет высокопроводящий размытый канал, соединяющий забои нагнетательной и добывающей скважин. За счет давления нагнетания газ начинает фильтроваться через стенки высокопроводящего канала в глубь залежи и под действием силы гравитации вытесняет нефть, находящуюся в слабодренируемых прикровельных поровых зонах пласта.A watered production well is transferred under gas injection, which responds to injection of an injection well, between which a direct hydrodynamic relationship was revealed by geophysical studies or by results of tracer studies. The injection of gas allows you to push the erupted water and significantly limit its effect. Gas, like water, moving along the path of least resistance, first of all, fills the fractured volume of the reservoir, in this case, gas fills the highly conductive blurred channel connecting the faces of the injection and production wells. Due to the injection pressure, the gas begins to be filtered through the walls of the highly conductive channel deep into the reservoir and, under the influence of gravity, displaces the oil located in the weakly drained near-surface pore zones of the formation.
Воздействие на нефтяной пласт одним газом приведет к быстрому прорыву газового агента при низкой степени вытеснения нефти (0,15-0,25). Степень вытеснения нефти значительно увеличивается при переменной закачке оторочек газа и воды. Закачку газа продолжают до того момента, пока газ не появится в одной из соседних окружающих добывающих скважин работающего фонда, о чем будет свидетельствовать увеличение газового фактора добываемой продукции в этой скважине. После чего возобновляют закачку воды в остановленную нагнетательную скважину.The impact on the oil reservoir with one gas will lead to a rapid breakthrough of the gas agent with a low degree of oil displacement (0.15-0.25). The degree of oil displacement increases significantly with variable injection of gas and water rims. Gas injection is continued until gas appears in one of the neighboring surrounding production wells of the operating fund, as evidenced by an increase in the gas factor of the produced products in this well. Then resume pumping water into a stopped injection well.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти - через добывающие скважины и перевод обводнившейся добывающей скважины под нагнетание газа. Для нагнетания газа выбирается добывающая скважина, первая отреагировавшая на преждевременный прорыв закачиваемой воды, обводненность продукции в такой скважине может достигать 100%. В этом случае ограничивают отбор продукции в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины. При отсутствии снижения обводненности выбранную добывающую скважину переводят под нагнетание газа при остановленной нагнетательной скважине, от которой обводнилась добывающая скважина. В процессе нагнетания газа в выбранную добывающую скважину любым известным методом осуществляют контроль за газовым фактором добываемой продукции в соседних добывающих скважинах и при значительном превышении газового фактора добываемой продукции над первоначальным в одной из соседних добывающих скважин работающего фонда судят о прорыве газа в эту скважину. После чего закачку газа в выбранную добывающую скважину прекращают и скважину останавливают, после этого возобновляют закачку воды в остановленную нагнетательную скважину.When developing an oil reservoir, water is pumped through injection wells, oil is extracted through production wells and the waterlogged production well is transferred under gas injection. To inject gas, a production well is selected, the first to respond to a premature breakthrough of the injected water, the water cut in such a well can reach 100%. In this case, the selection of production in the selected well is limited until the well stops completely. In the absence of a reduction in water cut, the selected production well is converted to gas injection when the injection well is stopped, from which the production well is watered. In the process of injecting gas into the selected production well by any known method, the gas factor of the produced product is monitored in neighboring producing wells and, when the gas factor of the produced product is significantly higher than the original one in one of the neighboring production wells of the operating fund, a gas breakthrough into this well is judged. After that, the gas injection into the selected production well is stopped and the well is stopped, after which the water injection into the stopped injection well is resumed.
В качестве закачиваемой воды используют, например, подтоварную воду, в качестве газа - например, угарный, углекислый или азотный газ.As injected water, for example, bottom water is used, for example, carbon monoxide, carbon dioxide or nitrogen gas.
Пример.Example.
Разрабатывают нефтяную залежь на месторождении Западной Сибири со следующими характеристиками: глубина залежи 1644 м, толщина пласта 26 м, пористость 26,4%, средняя проницаемость 0,164 мкм2, средняя продуктивность 17,6 м3/(сут·МПа), начальное пластовое давление 17,6 МПа, пластовая температура 60°С, параметры пластовой нефти: плотность 752 кг/м3, вязкость 1,51 мПа·с, давление насыщения 11,6 МПа, газосодержание 86 м3/т.An oil reservoir is being developed at a field in Western Siberia with the following characteristics: depth of the deposit is 1644 m, reservoir thickness is 26 m, porosity is 26.4%, average permeability is 0.164 μm 2 , average productivity is 17.6 m 3 / (day · MPa), initial reservoir pressure 17.6 MPa, reservoir temperature 60 ° C, formation oil parameters: density 752 kg / m 3 , viscosity 1.51 MPa · s, saturation pressure 11.6 MPa, gas content 86 m 3 / t.
На чертеже приведен фрагмент схемы размещения скважин месторождения, на которой показана нагнетательная скважина с окружающими добывающими скважинами.The drawing shows a fragment of the layout of wells in the field, which shows the injection well with the surrounding production wells.
В процессе разработки нефтяной залежи было установлено, что обводненность продукции добывающей скважины 16479 в течение двух месяцев увеличивалась от 0 до 99,9% при росте дебита по жидкости от 3 до 100 т/сут, приемистость соседней нагнетательной скважины 16476 выросла в 2,5 раза. По результатам проведенных гидродинамических исследований была установлена прямая гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 16476 и добывающей скважиной 16479. После ограничения закачки воды в нагнетательную скважину 16476 до 100 м3/сут динамический уровень в добывающей скважине 16479 снизился, что обусловило ее перевод на периодический режим работы. После трех месяцев работы добывающей скважины 16479 в периодическом режиме скважина была переведена в нагнетательную под закачку газа при временно остановленной нагнетательной скважине 16476. В результате нагнетания газа обводненность продукции соседних добывающих скважин снизилась до 30÷40%, дебит жидкости возрос до 140 т/сут. В процессе нагнетания газа осуществляли контроль газового фактора добываемой продукции в соседних добывающих скважинах. Начало прорыва газа в одну из соседних добывающих скважин зафиксировано через 15 месяцев после закачки газа в переведенную под нагнетание добывающую скважину 16479, о чем свидетельствовало значительное увеличение газового фактора добываемой продукции над первоначальным в соседней добывающей скважине 16473 с 91 до 146 м3/т, после чего прекратили закачку газа в скважину 16479, которую остановили, и возобновили закачку воды в нагнетательную скважину 16476 с первоначальной приемистостью 200÷250 м3/сут. Проведенные операции привели к росту добычи нефти в соседних добывающих скважинах до 70÷85 т/сут.During the development of the oil reservoir, it was found that the water cut of the production of production well 16479 over the course of two months increased from 0 to 99.9% with an increase in liquid production from 3 to 100 tons / day, the injectivity of the neighboring injection well 16476 increased 2.5 times . Based on the results of the hydrodynamic studies, a direct hydrodynamic relationship was established between the injection well 16476 and the producing well 16479. After the water injection into the injection well 16476 was limited to 100 m 3 / day, the dynamic level in the producing well 16479 decreased, which caused its transfer to a periodic mode of operation. After three months of operation of producing well 16479 in batch mode, the well was switched to injection for gas injection with a temporarily stopped injection well 16476. As a result of injection of gas, the water cut in the production of neighboring production wells decreased to 30--40%, and the flow rate increased to 140 tons / day. In the process of gas injection, the gas factor of produced products was monitored in neighboring producing wells. The start of a gas breakthrough in one of the neighboring producing wells was recorded 15 months after gas was injected into the production well 16479, which was switched on for injection, as evidenced by a significant increase in the gas factor of the produced product over the original 16473 from the original production well from 91 to 146 m 3 / t, after which stopped the injection of gas into the well 16479, which was stopped, and resumed the injection of water into the injection well 16476 with an initial injection rate of 200 ÷ 250 m 3 / day. The operations led to an increase in oil production in neighboring producing wells to 70 ÷ 85 tons / day.
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 |
|---|---|---|---|
| RU2009104657/03A RU2386797C1 (en) | 2009-02-11 | 2009-02-11 | Development method of oil field |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009104657/03A RU2386797C1 (en) | 2009-02-11 | 2009-02-11 | Development method of oil field |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2386797C1 true RU2386797C1 (en) | 2010-04-20 |
Family
ID=46275225
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009104657/03A RU2386797C1 (en) | 2009-02-11 | 2009-02-11 | Development method of oil field |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2386797C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527432C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by water and gas injection |
| CN110580561A (en) * | 2018-06-11 | 2019-12-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | analysis method and device for oil well oil increasing effect and storage medium |
-
2009
- 2009-02-11 RU RU2009104657/03A patent/RU2386797C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527432C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by water and gas injection |
| CN110580561A (en) * | 2018-06-11 | 2019-12-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | analysis method and device for oil well oil increasing effect and storage medium |
| CN110580561B (en) * | 2018-06-11 | 2021-08-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Analysis method and device for oil well oil increasing effect and storage medium |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2019223346A1 (en) | Nitrogen composite huff-puff method for closed fault block oil reservoir | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
| CN106437823B (en) | Method for eliminating outburst and standard exceeding of coal mine gas explosion | |
| DK179197B1 (en) | Process for controlling the production of hydrocarbons from an underground reservoir | |
| RU2527429C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2661513C1 (en) | Method of processing low-drained areas of oil drawings | |
| RU2386797C1 (en) | Development method of oil field | |
| RU2673934C1 (en) | Method for developing reservoir of super-viscous oil by heat methods in late stage | |
| RU2627336C1 (en) | Method of developing low permeable reservoir by periodic injection of carbon dioxide gas | |
| RU2434124C1 (en) | Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2519243C1 (en) | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water | |
| CN104863559A (en) | Method for increasing single well productivity of ultra-deep-layer low-permeability heavy oil reservoir | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2630318C1 (en) | Development method of tight oil reservoirs by cyclic pumping of carbon dioxide | |
| RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
| RU2171368C1 (en) | Method of development of oil deposit presented by porous-fractured reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120212 |