RU2418155C1 - Method of system cyclic development of oil deposit at late stage - Google Patents
Method of system cyclic development of oil deposit at late stage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2418155C1 RU2418155C1 RU2010100669/03A RU2010100669A RU2418155C1 RU 2418155 C1 RU2418155 C1 RU 2418155C1 RU 2010100669/03 A RU2010100669/03 A RU 2010100669/03A RU 2010100669 A RU2010100669 A RU 2010100669A RU 2418155 C1 RU2418155 C1 RU 2418155C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- zones
- injection wells
- cycle
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of oil deposits at a late stage.
Известен «Способ разработки углеводородных залежей» (патент RU 2154158, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №22 от 10.08.2000 г.), включающий определение величины остаточных запасов углеводородного сырья, построение карт распределения остаточных запасов углеводородного сырья и проведения в зависимости от распределения остаточных запасов углеводородного сырья мероприятий по регулированию системы разработки, отличающийся тем, что определение величины остаточных запасов углеводородного сырья осуществляют с помощью трехмерных математических моделей, построение карт распределения остаточных запасов углеводородного сырья проводят на конец разработки при существующей системе разработки, а мероприятия по регулированию системы разработки осуществляют путем формирования адресных очагов доразработки на участках расположения остаточных запасов, которые не могут быть извлечены при существующей системе разработки, в виде самостоятельных элементов системы разработки, формируемых дополнительным бурением и/или вводом из простоя и/или с других горизонтов нагнетательных и/или добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию на "одноименный" пласт.The well-known "Method for the development of hydrocarbon deposits" (patent RU 2154158, IPC 8 E21B 43/20, published in Bulletin No. 22 of 08/10/2000), including determining the magnitude of the residual reserves of hydrocarbons, building maps of the distribution of residual reserves of hydrocarbons and depending on the distribution of the residual hydrocarbon reserves, measures to regulate the development system, characterized in that the determination of the residual hydrocarbon reserves is carried out using three-dimensional mathematical models, post Development of the maps for the distribution of residual hydrocarbon reserves is carried out at the end of development under the existing development system, and measures to regulate the development system are carried out by forming targeted foci of additional development in the areas where residual reserves are located, which cannot be extracted under the existing development system, as independent elements of the development system formed by additional drilling and / or input from idle and / or from other horizons of injection and / or production wells n, put into operation in the "self-titled" formation.
Недостатком данного способа являются низкая рентабельность его применения, обусловленная тем, что наиболее значимые параметры разработки вычисляют условно по гидродинамическим математическим моделям, при этом не учитываются реальные параметры, характеризующие поведение залежи при различных состояниях ее гидродинамического режима и реально складывающихся фильтрационных полей в процессе разработки залежи.The disadvantage of this method is the low profitability of its application, due to the fact that the most significant development parameters are calculated conditionally using hydrodynamic mathematical models, while real parameters characterizing the behavior of the reservoir under various conditions of its hydrodynamic regime and really folding filtration fields during the development of the reservoir are not taken into account.
Наиболее близким по технической сущности является «Способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии» (патент RU 2209947, МПК 8 E21B 43/16, опубл. в бюл. №22 от 10.08.2003 г.), включающий закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин, извлечение нефти через одну или несколько добывающих скважин, анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин с учетом всей истории разработки данной залежи, выделение из истории разработки спонтанных - незапланированных изменений гидродинамического режима работы всех скважин и отклика залежи на эти спонтанные изменения гидродинамического режима изменениями показателей работы добывающих скважин, выделение по отклику залежи зон остаточных запасов нефти, а по параметрам полученного отклика, а именно количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти, извлекаемой из добывающих скважин после спонтанного изменения гидродинамического режима, определение величины остаточных запасов нефти, принятие решения о рентабельности последующей разработки залежи и, в случае рентабельности разработки залежи в целом или ее отдельных выделенных зон отклика, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах отклика с учетом полученных результатов отклика, при этом к спонтанным - незапланированным изменениям гидродинамического режима работы скважин относят спорадические остановки нагнетательных и/или добывающих скважин по причине их непредвиденного ремонта и/или аварий, и/или обводнения, причем к спонтанным - незапланированным изменениям гидродинамического режима относят нарушения периодов запланированного циклического режима работы скважин при разработке залежи, при этом в выделенных зонах осуществляют бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин, причем в выделенных зонах выявляют преимущественные первичные направления фильтрационных потоков вытесняющего агента в залежи, например, с помощью меченых жидкостей, после чего фильтрационным потокам задают новые направления, при этом новые направления фильтрационным потокам задают, например, нормальными по отношению к первичным направлениям.The closest in technical essence is the "Method of systematic cyclic development of an oil reservoir at a late stage" (patent RU 2209947, IPC 8 E21B 43/16, published in bulletin No. 22 of 08/10/2003), including injection of the displacing agent through one or several injection wells, oil recovery through one or several production wells, analysis of geological and production data on the operation of each of the wells, taking into account the entire history of the development of this reservoir, isolation from the development history of spontaneous - unplanned changes in the hydrodynamic regime the operation of all wells and the response of the reservoir to these spontaneous changes in the hydrodynamic regime by changes in the performance of producing wells, the allocation of zones of residual oil reserves by the response of the reservoir, and by the parameters of the response, namely the amount, rate and watering and / or aeration of oil recovered from the producing wells after a spontaneous change in the hydrodynamic regime, determining the amount of residual oil reserves, deciding on the profitability of the subsequent development of the reservoir and, in the case of profitability shoes of the reservoir as a whole or of its individual allocated response zones, targeted regulation of the development system in the allocated response zones, taking into account the obtained response results, while spontaneous shutdowns of injection and / or production wells due to their unforeseen repairs are referred to spontaneous - unplanned changes in the hydrodynamic mode of operation of the wells and / or accidents and / or flooding, and spontaneous - unplanned changes in the hydrodynamic regime include violations of periods of the planned cycle the well operating mode during the development of the reservoir, while additional injection and / or production wells are drilled in the allocated zones, and in the allocated zones, primary primary directions of the filtering flows of the displacing agent into the deposits are revealed, for example, using labeled liquids, after which the filtration flows are set new directions, while new directions for filtration flows are set, for example, normal with respect to the primary directions.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, высокая стоимость его осуществления, обусловленная тем, что в выделенных зонах производят бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин;- firstly, the high cost of its implementation, due to the fact that in the selected areas drill additional injection and / or production wells;
- во-вторых, сложность осуществления способа, связанная с тем, что постоянно необходимо производить варьирование продолжительностью циклов с возрастанием этой продолжительности от цикла к циклу. Варьируют также темпы закачки вытесняющего агента. Кроме того, на соседних участках все вариации циклического режима осуществляют в противофазе. Например, при рядной системе разработки циклический режим осуществляют методом "бегущей" волны, когда по ряду нагнетательных скважин создают эту волну давлений с длиной, отвечающей 5-10 скважинам, а по противоположному ряду распространяют волну давлений той же длины, но с противоположной фазой. Фазы колебаний на протяжении одного цикла делают противоположными фазам давления нагнетания, а на протяжении другого цикла - совпадающими с ними.- secondly, the complexity of the method, due to the fact that it is constantly necessary to vary the duration of the cycles with increasing this duration from cycle to cycle. The rate of injection of the displacing agent also varies. In addition, in neighboring areas, all variations of the cyclic mode are carried out in antiphase. For example, with an in-line development system, the cyclic mode is carried out by the "traveling" wave method, when this pressure wave is created in a series of injection wells with a length corresponding to 5-10 wells, and a pressure wave of the same length but with the opposite phase is propagated in the opposite row. The phases of the oscillations during one cycle make the phases of the discharge pressure opposite, and during the other cycle, coincide with them.
Задачей изобретения является упрощение осуществления способа и снижение стоимости осуществления способа без снижения эффективности системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии.The objective of the invention is to simplify the implementation of the method and reduce the cost of implementing the method without reducing the effectiveness of the systemic cyclic development of oil deposits at a late stage.
Поставленная задача решается способом системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, извлечение нефти через добывающие скважины, циклическое изменение режимов закачки вытесняющего агента и отбора нефти через скважины, анализ геолого-промысловых данных по работе скважин, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах.The problem is solved by a method of systematic cyclic development of an oil reservoir at a late stage, including injection of a displacing agent through injection wells, oil recovery through production wells, a cyclic change in the modes of injection of a displacing agent and oil selection through wells, analysis of geological and field data on the operation of wells, address regulation development systems in dedicated areas.
Новым является то, выбирают скважины с рядной сеткой бурения, для первого цикла работы выделяют зоны нагнетательных скважин, отсеченные от других зон рядами нагнетательных скважин, расположенных с двух сторон нагнетательных скважин, выделяют средний ряд добывающих скважин, расположенных на примерно равном расстоянии от рядов нагнетательных скважин, в ряды нагнетательных скважин закачивают вытесняющий агент, а из среднего ряда добывающих скважин производят форсированный отбор с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах, по результатам анализа геолого-промысловых данных из добывающих скважин (количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти) принимают решение о переходе ко второму циклу с изменением зон разработки перпендикулярным и аналогичным первоначальным зонам, при этом режимы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин выбирают аналогично первому циклу, по результатам анализа принимают решения о переходе к первому циклу, после чего циклы чередуют.The new one is that wells with a straight-line drilling grid are selected, zones of injection wells are distinguished for the first cycle of operation, cut off from other zones by rows of injection wells located on both sides of injection wells, an average row of production wells located at approximately the same distance from the rows of injection wells is distinguished , a displacing agent is pumped into the rows of injection wells, and forced selection with a volume of 10-15% higher volume is performed from the middle row of production wells than during selection in other rows, according to the results of the analysis of geological production data from production wells (the amount, pace and watering and / or aeration of oil), a decision is made to switch to the second cycle with changing the development zones perpendicular and similar to the initial zones, while the modes of pumping the displacing agent into injection wells and selection oil from producing wells is selected similarly to the first cycle, according to the results of the analysis, decisions are made to switch to the first cycle, after which the cycles alternate.
На фиг.1 приведен первый цикл способа системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии.Figure 1 shows the first cycle of the method of systemic cyclic development of oil deposits at a late stage.
На фиг.2 приведен второй цикл способа системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии.Figure 2 shows the second cycle of the method of systemic cyclic development of oil deposits at a late stage.
Суть способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Осуществляют закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин. Извлечение нефти осуществляют через одну или несколько добывающих скважин. При этом осуществляют анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин. Определяют величину остаточных запасов нефти в залежи и производят регулирование системы разработки. Выбирают скважины с рядной сеткой бурения (см. фиг.1 и 2).The displacing agent is injected through one or more injection wells. Oil recovery is carried out through one or more producing wells. At the same time, the analysis of geological and field data on the operation of each of the wells is carried out. The amount of residual oil reserves in the deposits is determined and the development system is regulated. Select wells with in-line mesh drilling (see figure 1 and 2).
Сначала осуществляют первый цикл (см. фиг.1) циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии. Для этого выделяют зоны нагнетательных скважин 1 и 1′, отсеченные от других зон рядами нагнетательных скважин 2 и 2′, расположенных с двух сторон нагнетательных скважин 1 и 1′ соответственно. После чего выделяют средний ряд добывающих скважин 3, расположенных на примерно равном расстоянии a и b от рядов нагнетательных скважин 1 и 1′. В ряды нагнетательных скважин 1 и 1′ закачивают вытесняющий агент (например, сточную воду), при этом закачку вытесняющего агента в другие ряды нагнетательных скважин 2 и 2′ не производят. Из среднего ряда добывающих скважин 3, где образуется зона стягивания, производят форсированный отбор нефти с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах добывающих скважин 5…5n, из которых отбор нефти производят в прежнем режиме. По результатам анализа геолого-промысловых данных из рядов добывающих скважин 3; 5…5n (количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти), например при превышении обводненности добываемой нефти выше экономически рентабельной величины в любом из рядов скважин 5…5n, принимают решение о переходе ко второму циклу с изменением зон разработки перпендикулярным и аналогичным первоначальным зонам, при этом режимы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин выбирают аналогично первому циклу, то есть следующим образом.First carry out the first cycle (see figure 1) of the cyclic development of an oil reservoir at a late stage. For this purpose, zones of
При осуществлении второго цикла (см. фиг.2) циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии выделяют зоны нагнетательных скважин, отсеченные от других зон рядами нагнетательных скважин 2 и 2′, расположенных с двух сторон нагнетательных скважин. После чего вновь выделяют средний ряд добывающих скважин 3′, расположенных на примерно равном расстоянии c и d от рядов нагнетательных скважин 2 и 2′.In the second cycle (see figure 2) of the cyclic development of an oil reservoir at a late stage, zones of injection wells are distinguished, cut off from other zones by rows of
В ряды нагнетательных скважин 2 и 2′ закачивают вытесняющий агент (например, сточную воду), при этом закачку вытесняющего агента в другие ряды нагнетательных скважин 1 и 1′ не производят. Из среднего ряда добывающих скважин 3′, где образуется зона стягивания, производят форсированный отбор нефти с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах добывающих скважин 5…5n, из которых отбор нефти производят в прежнем режиме. По результатам анализа геолого-промысловых данных из добывающих скважин 3′; 5…5n (количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти), например при превышении обводненности добываемой нефти выше экономически рентабельной величины, принимают решение о переходе к первому циклу, как описано выше, после чего циклы чередуют.A displacing agent (for example, wastewater) is pumped into the rows of
Предложенный способ прост в применении, поскольку системная циклическая разработка нефтяной залежи на поздней стадии осуществляется в два цикла, каждый из которых имеет свою зону стягивания с последующим их чередованием, а снижение стоимости его осуществления заключается в том, что нет необходимости бурения дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин и при этом не снижается эффективность системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии.The proposed method is simple to use, since the systematic cyclic development of an oil reservoir at a late stage is carried out in two cycles, each of which has its own contraction zone with their subsequent alternation, and the reduction in the cost of its implementation is that there is no need to drill additional injection and / or production wells and at the same time, the efficiency of the systematic cyclic development of an oil reservoir at a late stage does not decrease.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010100669/03A RU2418155C1 (en) | 2010-01-11 | 2010-01-11 | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010100669/03A RU2418155C1 (en) | 2010-01-11 | 2010-01-11 | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2418155C1 true RU2418155C1 (en) | 2011-05-10 |
Family
ID=44732706
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010100669/03A RU2418155C1 (en) | 2010-01-11 | 2010-01-11 | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2418155C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2498054C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil-field development with maintenance of oil level production by means of forced mode usage at closing stage |
EA037109B1 (en) * | 2019-04-16 | 2021-02-08 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for oil reservoir development |
-
2010
- 2010-01-11 RU RU2010100669/03A patent/RU2418155C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2498054C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil-field development with maintenance of oil level production by means of forced mode usage at closing stage |
EA037109B1 (en) * | 2019-04-16 | 2021-02-08 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for oil reservoir development |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
CN107832481B (en) | Partitioning method for combined steam huff and puff of heavy oil reservoir | |
RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
Chen et al. | Improving polymerflood performance via streamline-based rate optimization: mangala field, India | |
RU2418155C1 (en) | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage | |
Chen et al. | Optimization of production performance in a CO2 flooding reservoir under uncertainty | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2614834C1 (en) | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood | |
RU2509880C1 (en) | Development method of deposits of viscous oils and bitumens | |
CN109296363A (en) | Extra-low permeability oil reservoirs CO2Drive initial productivity prediction technique | |
RU2465445C2 (en) | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells | |
RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
RU2594496C1 (en) | Method for further development of bottom water-drive reservoir with low pressure gas reserves | |
RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
RU2459070C1 (en) | Method for development of water-flooded oil formation at last stage | |
CN111119832A (en) | Unstable alternate mining method and device for facing horizontal well pattern | |
CN107025507B (en) | Full life cycle development planning cooperative combination method for continental facies layered sandstone oil reservoir | |
RU2720848C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation flows | |
RU2750458C1 (en) | Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection | |
CN106468160A (en) | A kind of determination CO2Drive method and the CO of foam stream oil ingredient2The analogy method driven | |
RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
RU2132939C1 (en) | Method of developing multiple-zone oil deposit | |
RU2657589C1 (en) | Method for developing the oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170112 |