RU2485300C1 - Development method of oil deposit in fractured reservoirs - Google Patents
Development method of oil deposit in fractured reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485300C1 RU2485300C1 RU2011151072/03A RU2011151072A RU2485300C1 RU 2485300 C1 RU2485300 C1 RU 2485300C1 RU 2011151072/03 A RU2011151072/03 A RU 2011151072/03A RU 2011151072 A RU2011151072 A RU 2011151072A RU 2485300 C1 RU2485300 C1 RU 2485300C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- oil
- wells
- interval
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности залежи нефти, представленной карбонатными слабопроницаемыми трещиноватыми коллекторами с водонефтяным контактом.The invention relates to the field of development of oil fields, in particular oil deposits, represented by carbonate low-permeable fractured reservoirs with oil-water contact.
Известен способ разработки залежей нефти в трещиноватых пластах с подошвенной водой (патент RU №1811245, МПК 8 Е21В 43/22, Е21В 43/20, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2000 г.), включающий вскрытие нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта, закачку воды в водонефтяной пласт через нагнетательные скважины и отбор продукции - одновременно нефти и воды через добывающие скважины, при этом с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта и уменьшения отбора воды, до вскрытия водонасыщенной части пласта отбор продукции ведут из нефтенасыщенной части пласта до образования вокруг добывающих скважин конуса воды, вскрывают водонасыщенную часть пласта перфорацией, осуществляют одновременный отбор нефти и воды из пласта до опускания конуса воды с последующим цементированием водонасыщенной части пласта, причем по мере выработки пласта циклы повторяют.There is a method of developing oil deposits in fractured formations with bottom water (patent RU No. 1811245, IPC 8 ЕВВ 43/22, ЕВВ 43/20, publ. In Bulletin No. 2 of 01/20/2000), including opening of oil-saturated and water-saturated parts formation, water injection into the oil-water formation through injection wells and production selection - at the same time oil and water through production wells, while in order to increase the oil recovery coefficient and reduce water withdrawal, the products are taken from the oil-saturated part of the formation to the opening of the water-saturated part of the formation until the The holes around the production wells of the water cone, open the water-saturated part of the formation by perforation, carry out the simultaneous selection of oil and water from the formation before lowering the water cone, followed by cementation of the water-saturated part of the formation, and as the reservoir develops, the cycles are repeated.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложный технологический процесс разработки добывающих скважин, так как сначала производят отбор нефти, а затем после образования вокруг добывающих скважин конуса воды производят вскрытие водонасыщенной части пласта и осуществляют одновременный отбор нефти и воды через добывающие скважины;- firstly, a complex technological process for developing production wells, since oil is first sampled, and then, after a water cone is formed around the production wells, the water-saturated part of the formation is opened and oil and water are simultaneously extracted through production wells;
- во-вторых, одновременное заводнение всей нефтяной залежи, т.е. производят закачку воды во все нагнетательные скважины одновременно, что может привести к преждевременному обводнению добывающих скважин по трещинам, при этом часть запасов останется не выработанной;- secondly, the simultaneous flooding of the entire oil reservoir, i.e. water is injected into all injection wells at the same time, which can lead to premature flooding of production wells along cracks, while part of the reserves will remain undeveloped;
- в третьих, необходим контроль за перемещением (опусканием) конуса воды для последующего эффективного цементирования водонасыщенной части пласта.- thirdly, it is necessary to control the movement (lowering) of the water cone for subsequent effective cementation of the water-saturated part of the formation.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежей нефти в трещиноватых коллекторах (патент RU №2351752, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2009 г.), включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, при этом разработку залежей осуществляют поэтапно: начинают на естественном режиме до достижения пластового давления порядка 1% от давления насыщения на забое добывающих скважин при минимальном дебите, затем закачивают вытесняющую жидкость без избыточного давления на устье нагнетательной скважины, составляющего не более 4,0% от начального пластового давления до снижения приемистости ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора закачкой, затем закачивают вытесняющую жидкость с избыточным устьевым давлением, обеспечивающим восстановление начального пластового давления, при восстановлении начального пластового давления в закачиваемую жидкость добавляют 0,05-0,1% высокомолекулярных полимеров, на завершающем этапе разработки залежей осуществляют последовательное включение и отключение закачки вытесняющей жидкости в нагнетательных скважинах перекрестно парами или включение и отключение закачки последовательно по кругу парами скважин при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые давления, близкие к начальному.The closest in technical essence is the method of developing oil deposits in fractured reservoirs (patent RU No. 2351752, IPC 8 ЕВВ 43/20, published in Bulletin No. 10 of 04/10/2009), including the placement of production and injection wells, injection of displacing liquids through injection and production selection through production wells, while the development of deposits is carried out in stages: they begin on a natural mode until reservoir pressure is about 1% of the saturation pressure at the bottom of production wells with a minimum flow rate, then I upload t displacing fluid without excess pressure at the mouth of the injection well, which is not more than 4.0% of the initial reservoir pressure until the injectivity decreases below the level that provides current compensation for injection selection, then the displacing fluid is pumped with excess wellhead pressure, which restores the initial reservoir pressure, at 0.05-0.1% of high molecular weight polymers are added to the restoration of the initial reservoir pressure in the injected fluid; at the final stage of reservoir development, vlyayut sequential switching on and off pumping displacement fluid into the injection holes cross in pairs or switch off and injection wells successively circularly vapor at discharge pressure to ensure formation pressures, close to the start.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, технологически сложный поэтапный процесс осуществления способа, требующий постоянного контроля за пластовым давлением, а также необходимость закачки высокомолекулярных полимеров, вызывающих удорожание применения данного способа;- firstly, the technologically complex step-by-step process of implementing the method, requiring constant monitoring of reservoir pressure, as well as the need to download high molecular weight polymers, which increase the cost of using this method;
- во-вторых, возможно преждевременное обводнение нефтяной залежи, вследствие прорыва воды в нефтенасыщенную часть пласта добывающих скважин, а поскольку изоляция нефтенасыщенной части пласта добывающих скважин не предусмотрена, то это исключает дальнейшее распространение трещины по нефтяной залежи, по которой движется вытесняющая жидкость. Это снижает эффективность воздействия вытесняющей жидкости (снижается зона охвата залежи заводнением) и приводит к прямому перетоку вытесняющей жидкости от нагнетательных скважин в забои добывающих скважин и преждевременному обводнению нефтяной залежи;- secondly, premature flooding of the oil reservoir is possible due to water breakthrough into the oil-saturated part of the reservoir of the producing wells, and since isolation of the oil-saturated part of the reservoir of the producing wells is not provided, this eliminates the further propagation of a crack along the oil reservoir along which the displacing fluid moves. This reduces the effectiveness of the effect of the displacing fluid (the coverage area of the reservoir by flooding decreases) and leads to a direct overflow of the displacing fluid from the injection wells into the faces of the producing wells and premature flooding of the oil reservoir;
- в третьих, заводнение залежи нефти начинают закачкой вытесняющей жидкости во все нагнетательные скважины, при этом часть запасов нефти может остаться невыработанной.- thirdly, the flooding of oil deposits begins with the injection of displacing fluid into all injection wells, while some of the oil reserves may remain undeveloped.
Задачей изобретения является упрощение технологии осуществления способа и повышение эффективности действия вытесняющей жидкости в трещиноватом коллекторе с возможностью контролируемого заводнения нефтяной залежи по мере ее разработки.The objective of the invention is to simplify the technology of the method and increase the efficiency of the displacing fluid in the fractured reservoir with the possibility of controlled flooding of the oil reservoir as it is developed.
Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах, включающим размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.The problem is solved by the method of developing oil deposits in fractured reservoirs, including the placement of production and injection wells, injection of displacing fluid through injection and selection of products through production wells.
Новым является то, что под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК пласта, причем отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами пласта, при этом в первую нагнетательную скважину производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин, затем после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин окружающих первую нагнетательную скважину производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК пласта и переводом ее во вторую нагнетательную скважину под закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин, после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин, окружающих вторую нагнетательную скважину, и производят изоляцию нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК и переводом ее в третью нагнетательную скважину, постепенно по мере развития трещин создают ряд нагнетательных скважин на залежи нефти, в которые производят закачку вытесняющей жидкости, причем после обводнения на 70-80% добывающих скважин, окружающих каждую из нагнетательных скважин, данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции после изменения интервала вскрытия от ВНК к нефтенасыщенному интервалу пласта.New is that the first injection well is mastered by injection of the displacing fluid with the opening of the oil-water contact interval of the oil and gas complex of the reservoir, and production is selected from the surrounding production wells with open oil-saturated intervals of the formation, while the first injection well produces a cyclic injection of the displacing fluid with 400 500% compensation for the selection of products from the producing wells surrounding it, then after flooding along the cracks of one of the producing wells surrounding the first supercharger A well is made to isolate the opened oil-saturated interval of the formation in this well with opening the interval of the oil-producing oil field in it and transferring it to the second injection well for injection of displacing fluid with 400-500% compensation for the selection of production from the production wells surrounding it, after flooding along the cracks of one of the producing the wells surrounding the second injection well, and isolate the oil-saturated interval of the formation in this well with opening the VNK interval in it and transferring it to the third injection well azhin, gradually, as the cracks develop, a number of injection wells are created on the oil deposits into which the displacing liquid is injected, and after watering 70-80% of the production wells surrounding each of the injection wells, this injection well is transferred to production selection after changing the opening interval from VNK to oil-saturated interval of the reservoir.
На фигуре 1 схематично изображена часть нефтяной залежи, поясняющая суть предлагаемого способа.The figure 1 schematically depicts a part of an oil reservoir, explaining the essence of the proposed method.
На фигуре 2 и 3 схематично изображены интервалы вскрытия пласта.The figures 2 and 3 schematically depict the intervals of opening the formation.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образомThe proposed method is as follows
Производят разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает размещение (бурение) скважин по любой известной сетке, например такой, которая изображена на фигуре 1.An
Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.Next, the
В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Например, суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' составляет 75 м3/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 75 м3/сут×(400-500%)/100%=300-350 м3/сут. С циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка. По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6 в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 одной из четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''', окружающих первую нагнетательную скважину 2. Например, происходит обводнение добывающей скважины 4. Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.In the process of developing
Например, суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 55 м3/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 55 м3/сут×(400-500%)/100%=220-275 м3/сут с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.For example, the total production selection from three producing
По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6' одной из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих вторую нагнетательную скважину 2'. Например, происходит обводнение добывающей скважины 7. Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.As the development of
Например, суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 65 м3/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 65 м3/сут×(400-500%)/100%=260-325 м3/сут с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.For example, the total production selection from three producing
Далее, аналогичным образом, производят разработку нефтяной залежи 1, при этом происходит обводнение по трещинам 6n одной из трех добывающих скважин N; N'; N''…Nn, например N, которую переводят в нагнетательную скважину 2n.Then, in a similar way, the development of
Таким образом, постепенно создают ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; …2n, которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6; 6'; 6''…6n в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости.Thus, a number of
Таким образом, происходит постепенное заводнение по трещинам 6; 6'; 6''…6n залежи нефти 1, повышается эффективность воздействия (вытесняющая способность) на отбираемую из добывающих скважин продукцию, повышается коэффициент вытеснения нефти.Thus, a gradual flooding occurs along
Изоляция нефтенасыщенных интервалов 5 пласта 1' (см. фиг.1, 2 и 3) по мере развития трещины 6; 6'; 6''…6n в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 и вскрытие интервала ВНК пласта 1' позволяет исключить преждевременное обводнение добывающих скважин и развить трещину в нефтяной залежи 1.Isolation of oil-
После обводнения на 70-80% добывающих скважин, окружающих каждую из нагнетательных скважин, данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1'. Например, если обводнение добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих вторую нагнетательную скважину 2', достигает 70-80%, то в нагнетательной скважине 2' изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1', т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и перфорируют нефтенасыщенную часть 5 пласта 1' и пускаю ее под отбор продукции, т.е. переводят эту скважину обратно в добывающую 4.After flooding 70-80% of the production wells surrounding each of the injection wells, this injection well is transferred to the selection of products, changing the opening interval from
Если циклическую закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину производить с компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин менее 400%, то высока вероятность, что трещины 6; 6'; 6''…6n в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 не будут развиваться.If cyclic injection of the displacing fluid into the injection well is carried out with compensation for the selection of products from the producing wells surrounding it less than 400%, then there is a high probability that cracks 6; 6 '; 6 '' ... 6 n in the carbonate reservoir of
Если циклическую закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину производить с компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин более 500%, то высока вероятность преждевременного обводнения добывающих скважин.If cyclic injection of the displacing fluid into the injection well is made with compensation for the selection of products from the surrounding production wells of more than 500%, then the probability of premature flooding of production wells is high.
Циклическая закачка вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину с 400-500% обеспечивает эффективное развитие трещины 6; 6'; 6''…6n в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1.The cyclic injection of displacing fluid into the injection well from 400-500% ensures the effective development of the
При обводнении добывающих скважин выше 70-80%, отбор продукции из этих скважин при внедрении предлагаемого способа становится нецелесообразным, так затраты на осуществление способа начинают превышать прибыль от внедрения предложения.When the watering of producing wells is higher than 70-80%, the selection of products from these wells when implementing the proposed method becomes impractical, so the cost of implementing the method begins to exceed the profit from the introduction of the proposal.
Пример конкретного применения №1.An example of a specific application No. 1.
Производят разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает размещение (бурение) скважин.Produce the development of oil deposits 1 (see figure 1) in fractured reservoirs, which includes the placement (drilling) of wells.
Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.Next, the
В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 400% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' составляет 80 м3/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (80 м3/сут×400%)/100%=320 м3/сут. С циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка. В качестве вытесняющей жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м3.In the process of developing
По мере разработки нефтяной залежи 1 от первой нагнетательной скважины 2 по трещинам 6 происходит обводнение добывающей скважины 4. Далее в добывающей скважине 4 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), а затем вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.As the development of
Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 60 м3/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости производится в объеме: (60 м3/сут×500%)/100%=300 м3/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.The total volume of production sampling from three producing
По мере разработки нефтяной залежи 1 от второй нагнетательной скважины 2' по трещинам 6' происходит обводнение добывающей скважины 7. Далее в добывающей скважине 7 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 450% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.As the development of
Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 70 м3/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (70 м3/сут×450%)/100%=315 м3/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.The total volume of production selection from three producing
В результате создается рад нагнетательных скважин 2; 2'; 2'', которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6 и 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости. Таким образом, происходит постепенное заводнение по трещинам 6 и 6' залежи нефти 1.The result is a rad of
После обводнения на 80% добывающих скважин 7; 7'; 7'' окружающих нагнетательную скважину 2', данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' и пускают ее под отбор продукции, т.е. переводят эту скважину обратно в добывающую скважину 4.After flooding, 80% of
Пример конкретного применения №2.An example of a specific application No. 2.
Производят разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает размещение (бурение) скважин.Produce the development of oil deposits 1 (see figure 1) in fractured reservoirs, which includes the placement (drilling) of wells.
Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.Next, the
В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 400% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' составляет 90 м3/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (90 м3/сут×500%)/100%=450 м3/сут. С циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка. В качестве вытесняющей жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м3.In the process of developing
По мере разработки нефтяной залежи 1 от первой нагнетательной скважины 2 по трещинам 6 происходит обводнение добывающей скважины 4. Далее в добывающей скважине 4 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), а затем вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 450% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.As the development of
Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 70 м3/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости производят в объеме: (70 м3/сут×450%)/100%=315 м3/cyт с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.The total volume of production sampling from three producing
По мере разработки нефтяной залежи 1 от второй нагнетательной скважины 2' по трещинам 6' происходит обводнение добывающей скважины 7. Далее в добывающей скважине 7 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 400% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.As the development of
Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 80 м3/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (80 м3/сут×400%)/100%=320 м3/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.The total volume of production selection from three producing
В результате создается ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2'', которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6 и 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости.The result is a series of
Таким образом, происходит постепенное заводнение по трещинам 6 и 6' залежи нефти 1.Thus, a gradual flooding occurs along the
После обводнения на 70% добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих нагнетательную скважину 2'', данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' и пускают ее под отбор продукции, т.е. переводят эту скважину обратно в добывающую скважину 7.After flooding, 70% of
Пример конкретного применения №3.An example of a specific application No. 3.
Производят разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает размещение (бурение) скважин.Produce the development of oil deposits 1 (see figure 1) in fractured reservoirs, which includes the placement (drilling) of wells.
Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.Next, the first injection well 2 is mastered into the
В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 450% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' составляет 70 м3/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (70 м3/сут×450%)/100%=315 м3/cyт. С циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка. В качестве вытесняющей жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м3.In the process of developing
По мере разработки нефтяной залежи 1 от первой нагнетательной скважины 2 по трещинам 6 происходит обводнение добывающей скважины 4. Далее в добывающей скважине 4 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), а затем вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 400% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.As the development of
Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 85 м3/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости производят в объеме: (85 м3/сут×400%)/100%=340 м3/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.The total volume of production sampling from three producing
По мере разработки нефтяной залежи 1 от второй нагнетательной скважины 2' по трещинам 6' происходит обводнение добывающей скважины 7. Далее в добывающей скважине 7 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.As the development of
Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 80 м3/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (80 м3/сут×500%)/100%=400 м3/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.The total volume of production selection from three producing
В результате создается ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2'', которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6 и 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости.The result is a series of
Таким образом, происходит постепенное заводнение по трещинам 6 и 6' залежи нефти 1.Thus, a gradual flooding occurs along the
После обводнения на 75% добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''',. окружающих нагнетательную скважину 2, данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' и пускают ее под отбор продукции.After flooding, 75% of producing
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах технологически прост в осуществлении, не требует высокомолекулярных полимеров при его реализации, при этом повышается эффективность действия вытесняющей жидкости в трещиноватом коллекторе, так как вытесняющая жидкость прорывается по определенному интервалу или трещине, при этом производят изоляцию нефтенасыщенных интервалов пласта в обводнившихся добывающих скважинах с последующим вскрытием интервалов ВНК пласта в этих скважинах, что позволяет развить трещину в нефтяной залежи для перемещения в ней вытесняющей жидкости, при этом исключается преждевременное обводнение добывающих скважин на нефтяной залежи.The proposed method for the development of an oil reservoir in fractured reservoirs is technologically simple to implement, does not require high molecular weight polymers when it is implemented, while the efficiency of the displacing fluid in the fractured reservoir is increased, since the displacing fluid breaks through a certain interval or crack, and oil-saturated intervals of the formation are isolated in irrigated production wells, followed by opening the intervals of the oil-well formation in these wells, which allows developing Inu the oil reservoir to move it into the displacement fluid, while avoiding the premature flooding of producing wells for oil deposits.
Также предлагаемый способ позволяет контролировать процесс заводнения нефтяной залежи по мере ее разработки, за счет циклической закачки вытесняющей жидкости в каждую нагнетательную скважину с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин.Also, the proposed method allows you to control the process of waterflooding of an oil reservoir as it is developed, due to the cyclical injection of displacing fluid into each injection well with 400-500% compensation for the selection of products from the surrounding production wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151072/03A RU2485300C1 (en) | 2011-12-14 | 2011-12-14 | Development method of oil deposit in fractured reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151072/03A RU2485300C1 (en) | 2011-12-14 | 2011-12-14 | Development method of oil deposit in fractured reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2485300C1 true RU2485300C1 (en) | 2013-06-20 |
Family
ID=48786356
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011151072/03A RU2485300C1 (en) | 2011-12-14 | 2011-12-14 | Development method of oil deposit in fractured reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2485300C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2590965C1 (en) * | 2015-07-10 | 2016-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
| RU2623409C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-06-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2101474C1 (en) * | 1996-01-18 | 1998-01-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of developing oil deposit in carbonate reservoirs of fissured type |
| RU2203405C1 (en) * | 2002-07-29 | 2003-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil field |
| RU2285115C2 (en) * | 2004-08-20 | 2006-10-10 | Открытое акционерное общество "Иделойл" | Method for extraction of carbonate multi-bed oil deposit of void-crumbling porosity |
| RU2351752C1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs |
| RU2380529C2 (en) * | 2008-04-25 | 2010-01-27 | Александр Юльевич Гуторов | Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production |
| US20100108310A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-05-06 | Thomas David Fowler | Offset barrier wells in subsurface formations |
-
2011
- 2011-12-14 RU RU2011151072/03A patent/RU2485300C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2101474C1 (en) * | 1996-01-18 | 1998-01-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of developing oil deposit in carbonate reservoirs of fissured type |
| RU2203405C1 (en) * | 2002-07-29 | 2003-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil field |
| RU2285115C2 (en) * | 2004-08-20 | 2006-10-10 | Открытое акционерное общество "Иделойл" | Method for extraction of carbonate multi-bed oil deposit of void-crumbling porosity |
| RU2351752C1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs |
| RU2380529C2 (en) * | 2008-04-25 | 2010-01-27 | Александр Юльевич Гуторов | Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production |
| US20100108310A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-05-06 | Thomas David Fowler | Offset barrier wells in subsurface formations |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2590965C1 (en) * | 2015-07-10 | 2016-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
| RU2623409C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-06-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105696997B (en) | It is spaced cyclic water stimulation oil production method between multistage fracturing horizontal well seam | |
| CN105756634B (en) | It is spaced cyclic water stimulation oil production method between multistage fracturing horizontal well seam | |
| EA016864B1 (en) | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| GB2416364A (en) | Method for improved vertical sweep of oil reservoirs | |
| CN105822276A (en) | Inter-crack space synchronous water injection-oil extraction method of multistage fracturing horizontal well | |
| RU2485300C1 (en) | Development method of oil deposit in fractured reservoirs | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| US8061422B2 (en) | Process for enhancing the production of oil from depleted, fractured reservoirs using surfactants and gas pressurization | |
| RU2304703C1 (en) | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector | |
| RU2418943C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2490439C1 (en) | Development method of oil deposit in fractured reservoirs | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2227207C2 (en) | Method for extracting oil deposit with carbonate manifolds of low productiveness | |
| CN105715240B (en) | It is spaced water injection oil extraction method between multistage fracturing horizontal well seam | |
| RU2534555C1 (en) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells | |
| RU2282025C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2463443C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2204702C2 (en) | Method of oil recovery intensification | |
| RU2178517C2 (en) | Method of oil pool development at late stage | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181215 |