RU2416715C1 - Способ разработки нефтяного месторождения - Google Patents
Способ разработки нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2416715C1 RU2416715C1 RU2010124722/03A RU2010124722A RU2416715C1 RU 2416715 C1 RU2416715 C1 RU 2416715C1 RU 2010124722/03 A RU2010124722/03 A RU 2010124722/03A RU 2010124722 A RU2010124722 A RU 2010124722A RU 2416715 C1 RU2416715 C1 RU 2416715C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- benchmark
- oil
- deposits
- hydro
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности поиска залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения и разделение залежи на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами. Сущность изобретения: по способу ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и гидродинамические исследования скважин. При гидродинамических исследованиях скважин выявляют пары ближайших скважин нагнетательная-добывающая без гидродинамической связи. В районе выявленных скважин наносят на карту линии изменения отметок репера. Анализируют отметки репера в выделенных скважинах. При наличии резкой разницы отметок репера делают заключение о наличии геологического экрана между скважинами и относят каждую из выделенных скважин к различным участкам разработки. В качестве репера выбирают репер отложений, вскрытых ниже базисного продуктивного горизонта разрабатываемого месторождения, ближайший к отложениям кристаллического фундамента.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ определения границы залежи по результатам гидродинамических исследований скважин (Рахимкулов И.Ф. К расшифровке результатов исследования неоднородных пластов. Известия ВУЗов. - Баку: Нефть и газ, 8, 1964, с.31-37).
Недостатком способа является необходимость использования при определении границы залежи коэффициента пьезопроводности, который определяют помимо самих гидродинамических исследований, что вносит дополнительную погрешность в результаты определений размеров залежи и тем самым и запасов нефти. Способ не обеспечивает поиск залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения запасов нефтяной залежи, согласно которому на участке залежи определяют расположение оси залежи, проводят гидродинамические исследования скважины, не лежащей на оси залежи, с продолжительностью исследования, обеспечивающей получение на кривой восстановления давления двух отраженных сигналов давления от ближней и дальней границ залежи, определяют время приходов отраженных сигналов давлений от ближнего и дальнего краев залежи и ширину полосы залежи. По объему залежи, коллекторским свойствам и свойствам пластовой жидкости определяют запасы нефти (Патент РФ №2186211, опубл. 27.07.2002 - прототип).
Известный способ позволяет определять внешние границы залежи, но не позволяет находить внутри месторождения невыработанные зоны и отдельные залежи, разбивать залежь на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами.
В изобретении решается задача поиска залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения и разделения залежи на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и гидродинамические исследования скважин, согласно изобретению при гидродинамических исследованиях скважин выявляют пары ближайших скважин нагнетательная-добывающая без гидродинамической связи, в районе выявленных скважин наносят на карту линии изменения отметок репера, анализируют отметки репера в выделенных скважинах, при наличии резкой разницы отметок репера делают заключение о наличии геологического экрана между скважинами и относят каждую из выделенных скважин к различным участкам разработки, при этом в качестве репера выбирают репер отложений, вскрытых ниже базисного продуктивного горизонта разрабатываемого месторождения, ближайший к отложениям кристаллического фундамента.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи нередко возникают ситуации, когда повышение пластового давления от закачки рабочего агента через нагнетательную скважину приводит к повышению пластового давления вблизи лишь части окружающих добывающих скважин. Существующие способы исследований не позволяют с полной достоверностью сказать о причинах такого явления. В предложенном способе решается задача поиска залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения и разделения залежи на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяного месторождения проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. При гидродинамических исследованиях скважин выявляют пары ближайших скважин нагнетательная-добывающая без гидродинамической связи. В районе выявленных скважин наносят на карту линии изменения отметок репера и анализируют отметки репера в выделенных скважинах. В качестве репера выбирают репер отложений, вскрытых ниже базисного продуктивного горизонта разрабатываемого месторождения, ближайший к отложениям кристаллического фундамента. На территории республики Татарстан базисным продуктивным горизонтом являются отложения девонской системы кыновского и пашийского горизонтов. Ниже в отложениях муллинского, старооскольского и воробьевского горизонта, залегающих на отложениях кристаллического фундамента, нефтяные залежи представляют единичные скопления нефти и эти отложения являются горизонтами доразведки. Эксплуатационные скважины, вскрывшие отложения кристаллического фундамента единичны, но достаточно количество скважин, вскрывших муллинский горизонт с репером "средний известняк". Отметку репера "средний известняк" анализируют на местности, соединив равные отметки между скважинами, получаем картину блокового строения местности по кровле определенного, выбранного репера. При наличии резкой разницы отметок репера делают заключение о наличии геологического экрана между скважинами и относят каждую из выделенных скважин к различным участкам разработки. Резкой считают разницу отметок, нехарактерную для монотонного изменения отметок репера по месторождению. Наличие геологического экрана свидетельствует о геологических явлениях типа сброса, надвига, смещения пластов с прерыванием протяженности пласта и нарушением гидродинамической связи по пласту. Часть продуктивного пласта, ограниченного полностью или частично линиями смещения пластов, рассматривают как самостоятельную гидродинамически изолированную залежь. Для выработки запасов из такой залежи на ней формируют самостоятельную систему разработки с закачкой рабочего агента через нагнетательные скважины и отбором нефти через добывающие скважины данной залежи. При выявлении нагнетательной и добывающей скважины с нарушенной гидродинамической связью между ними их относят к разным участкам разработки, т.е. к разным залежам. Линия между участками разработки, как правило, проходит между такими скважинами.
При отсутствии резкой разницы отметок репера в выделенных скважинах продолжают выявлять причину нарушения гидродинамической связи между скважинами, которая может, например, заключаться в наличии глинистых прослоев, сообщения продуктивного пласта с водопоглощающими горизонтами, влияния ближайших добывающих скважин с высоким дебитом и пр. В этом случае применяют мероприятия, характерные для разработки непрерывного пласта.
Пример конкретного выполнения
Разрабатывают нефтяное месторождение (Северо-Альметьевская площадь Ромашкинского месторождения) со следующими характеристиками: глубина водонефтяного контакта - 1485,5 м (абсолютная отметка), пластовая температура 34°С, пластовое давление 17,5 МПа, пористость 20%, проницаемость 176 мД, нефтенасыщенность 73,6%, вязкость нефти 4,07 мПа·с, плотность нефти 815 кг/м3. Отбирают нефть через 397 добывающих скважин, закачивают рабочий агент через 325 нагнетательных скважин. Месторождение с огромным пробуренным фондом и разработка производится по 4-й генеральной схеме разработки. Применяют различные системы разработки от семиточечной обращенной системы до избирательного заводнения. При гидродинамических исследованиях скважин выявляют, что в одном элементе разработки в районах нагнетательной скважины и одной из добывающих скважин имеется резкая разность пластового давления. Дебит добывающей скважины на порядок меньше, чем у ближайших добывающих скважин элемента разработки. Гидродинамическая связь между скважинами отсутствует.
В районе выявленных скважин наносят на карту линии изменения отметок репера. Репер «среднего известняка» находится на глубине 1690,4 м (абсолютная отметка - 1526 м). Линия репера практически горизонтальна. В выделенных скважинах анализируют отклонения отметок репера. Устанавливают, что имеется резкая разница отметок репера. Отметка репера в добывающей скважине отличается от горизонтальной линии реперов более чем на 5 м. Делают заключение о наличии геологического экрана между скважинами и относят добывающую скважину к соседнему участку разработки. Увеличивают расход рабочего агента через нагнетательную скважину соседнего участка с расчетом отбора жидкости через добывающую скважину. Через 1 месяц дебит добывающей скважины вырос с 0,5 м3/cyт до 4,5 м3/сут.
В результате удается отнести добывающую скважину к новому участку разработки, уточнить границы двух участков, провести разделение залежи на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами и в конечном результате повысить нефтеотдачу залежи.
Применение предложенного способа позволит решить задачу поиска залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения и разделения залежи на участки в соответствии с наличием гидродинамической связи между скважинами.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и гидродинамические исследования скважин, отличающийся тем, что при гидродинамических исследованиях скважин выявляют пары ближайших скважин нагнетательная-добывающая без гидродинамической связи, в районе выявленных скважин наносят на карту линии изменения отметок репера, анализируют отметки репера в выделенных скважинах, при наличии резкой разницы отметок репера делают заключение о наличии геологического экрана между скважинами и относят каждую из выделенных скважин к различным участкам разработки, при этом в качестве репера выбирают репер отложений, вскрытых ниже базисного продуктивного горизонта разрабатываемого месторождения, ближайший к отложениям кристаллического фундамента.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010124722/03A RU2416715C1 (ru) | 2010-06-18 | 2010-06-18 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010124722/03A RU2416715C1 (ru) | 2010-06-18 | 2010-06-18 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2416715C1 true RU2416715C1 (ru) | 2011-04-20 |
Family
ID=44051382
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010124722/03A RU2416715C1 (ru) | 2010-06-18 | 2010-06-18 | Способ разработки нефтяного месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2416715C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111852453A (zh) * | 2019-04-12 | 2020-10-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 渗流通道的预警方法、装置及存储介质 |
-
2010
- 2010-06-18 RU RU2010124722/03A patent/RU2416715C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111852453A (zh) * | 2019-04-12 | 2020-10-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 渗流通道的预警方法、装置及存储介质 |
| CN111852453B (zh) * | 2019-04-12 | 2023-04-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 渗流通道的预警方法、装置及存储介质 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101253402B (zh) | 评价欠饱和煤层气储层的方法 | |
| Matthäi et al. | Numerical simulation of departures from radial drawdown in a faulted sandstone reservoir with joints and deformation bands | |
| MX2007008515A (es) | Sistema y metodo para producir fluidos de una formacion subterranea. | |
| RU2005105146A (ru) | Способ разработки месторождения углеводородов | |
| Strandli et al. | CO2 plume tracking and history matching using multilevel pressure monitoring at the Illinois Basin–Decatur Project | |
| CN104977624B (zh) | 监测非常规烃勘探和开采位点的方法 | |
| CN109630104A (zh) | 一种用化学示踪剂测试压裂裂缝体积的方法 | |
| Peterson et al. | Beaver Creek Madison CO2 Enhanced Oil Recovery Project Case History; Riverton, Wyoming | |
| RU2416715C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| CN204098907U (zh) | 用于研究裂缝性地层溢漏同存发生机理的研究装置 | |
| Buckley et al. | Application of geophysical borehole logging techniques to examine coastal aquifer palaeohydrogeology | |
| RU2655310C1 (ru) | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины | |
| Pells et al. | Impacts of longwall mining and coal seam gas extraction on groundwater regimes in the Sydney Basin Part 2—Practical Applications | |
| Colin et al. | Perched water interpretation: case study in offshore Egypt | |
| Grimstad et al. | Modelling medium-depth CO2 injection at the Svelvik CO2 field laboratory in Norway | |
| Jasek et al. | Goldsmith San Andres unit CO2 pilot-design, implementation, and early performance | |
| Leonard et al. | Lessons learned from the management of basin floor submarine fan reservoirs in the UKCS | |
| Rubin | Full field modeling of Wafra First Eocene reservoir 56-year production history | |
| RU2425964C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| Shipaeva et al. | Analysis of the results of tracer tests for the monitoring of the development of super-viscous oil deposit | |
| RU2417305C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| US11608734B2 (en) | Systems and methods for creating hydrocarbon wells | |
| RU2822852C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи массивного типа | |
| CN114526042B (zh) | 一种针对长井段裸眼井的分段设计方法及系统 | |
| Al Duhailan* et al. | Potential for Basin-Centered Gas in Saudi Arabia: Southwest Ghawar Basin—A Case Study |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120619 |