RU2551580C1 - Oil field development method - Google Patents
Oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2551580C1 RU2551580C1 RU2014140936/03A RU2014140936A RU2551580C1 RU 2551580 C1 RU2551580 C1 RU 2551580C1 RU 2014140936/03 A RU2014140936/03 A RU 2014140936/03A RU 2014140936 A RU2014140936 A RU 2014140936A RU 2551580 C1 RU2551580 C1 RU 2551580C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- injection
- oil
- compensation
- well
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых слоистой неоднородностью залежи, согласно которому осуществляют нагнетание рабочего агента в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, и отбор нефти через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами. При этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере, одного в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности. При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания, увеличением расхода нагнетаемого агента, до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта. После чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления. Нагнетают в продуктивный пласт нагнетательной скважины поверхностно-активную кислотную композицию или кислотную композицию. Нагнетают также композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта, до повышения давления нагнетания на 10-20%, но в пределах критического давления. Останавливают скважины на установленное время. После этого осуществляют пробное нагнетание рабочего агента. Если эффективной приемистости достигают при давлении ниже эффективного на 20-40%, то продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину (патент РФ №2185502, опубл. 20.07.2002).There is a method of developing an oil reservoir in difficult geological conditions characterized by a layered heterogeneity of the reservoir, according to which at least one injection agent is injected into the injection well and at least one oil is taken from the production well hydrodynamically connected to one or more injection wells . Moreover, in the injection well, the injectivity of the reservoir, at least one in the oil reservoir, is preliminarily determined, depending on the injection pressure and the coverage of the reservoir with the injected agent by its power. Upon reaching full coverage of the reservoir characterized by effective pressure and effective injectivity, a further increase in injection pressure is carried out, increasing the flow rate of the injected agent to a critical pressure characterized by a sharp increase in injectivity of the reservoir. After that, the discharge pressure is reduced below the achieved critical, but not lower than the effective pressure. The surfactant acid composition or acid composition is injected into the reservoir of the injection well. A composition is also injected with components that prevent the swelling and peptization of clay particles of the reservoir, to increase the injection pressure by 10-20%, but within the critical pressure. They stop the wells at the set time. After this, a test injection of the working agent is carried out. If the effective injectivity is achieved at a pressure lower than the effective one by 20-40%, then the injection of the working agent with industrial extraction of oil through the producing well is continued (RF patent No. 2185502, publ. July 20, 2002).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие (патент РФ №2528308, опубл. 10.09.2014 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir with hydraulic fracturing, including drilling production and injection wells, creating elements with an injection well in the center and producing around, or selecting such already drilled wells, determining the initial direction of the maximum main stress of the formation , hydraulic fracturing in production wells, water injection through injection wells and selection of products h cut mining (RF patent №2528308, published 09.10.2014 -. prototype).
Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача, проявляющаяся вследствие того, что изоляционные и интенсификационные работы проводят без учета динамики пластового давления и без учета компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента.A disadvantage of the known methods is the low oil recovery, which is manifested due to the fact that the isolation and intensification work is carried out without taking into account the dynamics of reservoir pressure and without taking into account compensation for the selection of reservoir products by pumping a working agent.
В предложенном изобретении решается задача повышении нефтеотдачи.In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению разрабатывают залежь с установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента, в нагнетательной скважине проводят кислотную обработку околоскважинной зоны, разрабатывают залежь с вновь установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента до подхода фронта вытеснения, измененного в результате кислотной обработки, до добывающей скважины, проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, а компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells, selecting reservoir products through production wells, according to the invention, a reservoir is developed with a steady ratio of compensation for reservoir production by pumping a working agent, acid treatment of the near-wellbore zone is carried out in the injection well, developing a reservoir with a newly established ratio of compensation for the selection of reservoir products by pumping a working agent to the front approach and displacement, modified by the acid treatment, prior to the production well, fracturing performed in the production well, and payment selection is reduced to the initial value after the restoration of the water cut of produced products, as modified in the process of hydraulic fracturing.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи мало внимания обращают на соотношение объемов закачиваемого через нагнетательные скважины рабочего агента и объемов отбираемой пластовой продукции через добывающие скважины. Кроме того, зачастую несвоевременная интенсификация работы добывающих скважин оказывает отрицательное воздействие на обводненность добываемой пластовой продукции. Между тем длительное отклонение от оптимальной компенсации отбора и несвоевременность интенсификационных работ приводит к изменению пластового давления, преждевременной обводненности пластовой продукции или к недоборам нефти. И в том, и в другом случае снижается нефтеотдача залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing an oil field, little attention is paid to the ratio of the volumes of the working agent injected through injection wells and the volumes of produced reservoir products through production wells. In addition, often untimely intensification of production wells has a negative impact on the water content of produced reservoir products. Meanwhile, a long deviation from the optimal compensation of the selection and untimely intensification work leads to a change in reservoir pressure, premature watering of reservoir products or to oil shortages. In both cases, the oil recovery is reduced. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины с установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента. При снижении приемистости нагнетательной скважины в ней проводят кислотную обработку околоскважинной зоны. В результате приемистость возрастает, компенсация отбора возрастает, в районе нагнетательной скважины повышается пластовое давление. Разрабатывают залежь с вновь установившейся компенсацией отбора. Фронт повышенного пластового давления распространяется в залежи и вытесняет пластовую продукцию с нефтью к добывающим скважинам. Через 2-4 месяца фронт давления достигает добывающих скважин. По достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие кислотной обработки, до добывающей скважины проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. При этом трещиной разрыва вскрывают часть залежи с увеличенным пластовым давлением. Увеличивают отбор пластовой продукции из добывающей скважины.When developing an oil deposit, the working agent is injected through injection wells and formation production is extracted through production wells with the established ratio of compensation of formation production selection by working agent injection. With a decrease in injectivity of the injection well, acid treatment of the near-wellbore zone is carried out in it. As a result, the throttle response increases, the compensation of the increase increases, and reservoir pressure rises in the area of the injection well. Develop a reservoir with a newly established selection compensation. The front of increased reservoir pressure extends into the deposits and displaces the reservoir products with oil to production wells. After 2-4 months, the pressure front reaches production wells. Upon reaching the displacement front from the injection well, changed due to acid treatment, to the production well, hydraulic fracturing is carried out in the production well. In this case, a part of the deposit with increased reservoir pressure is opened with a fracture rupture. Increase the selection of reservoir products from the producing well.
Как известно, после гидроразрыва пласта в добывающей скважине в обычных условиях в первое время после гидроразрыва наблюдают резкое увеличение обводненности добываемой пластовой продукции. Постепенно обводненность снижается, достигая уровня до гидроразрыва. Этот период называют периодом освоения скважины после гидроразрыва. Иногда он может достигать значительных величин порядка 4-6 месяцев. Все это время наблюдают недоборы нефти из-за временной обводненности.As is known, after hydraulic fracturing in a production well under normal conditions, a sharp increase in the water cut of produced reservoir products is observed for the first time after hydraulic fracturing. Gradually, water cut decreases, reaching a level before fracturing. This period is called the period of well development after hydraulic fracturing. Sometimes it can reach significant values of the order of 4-6 months. All this time, oil shortages have been observed due to temporary water cut.
При проведении гидроразрыва в добывающей скважине по достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие кислотной обработки, гидроразрыв проводят в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве и в условиях повышенного пластового давления. При этом после гидроразрыва наблюдают не только минимальное увеличение обводненности, но и резкое сокращение периода освоения скважины после гидроразрыва, т.е. ускоренное восстановление обводненности и даже снижение обводненности по сравнению с уровнем до гидроразрыва.When hydraulic fracturing is carried out in the producing well upon reaching the displacement front from the injection well, changed due to acid treatment, hydraulic fracturing is carried out under conditions of increased oil content in the near-wellbore space and under conditions of increased reservoir pressure. Moreover, after hydraulic fracturing, not only a minimal increase in water cut is observed, but also a sharp reduction in the period of well development after hydraulic fracturing, i.e. accelerated restoration of water cut and even a decrease in water cut compared to the level before hydraulic fracturing.
После восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта, во избежание последующего увеличения обводненности компенсацию отбора восстанавливают до начального значения.After the restoration of the water cut of the reservoir products changed during the hydraulic fracturing process, in order to avoid a subsequent increase in the water cut, the selection compensation is restored to the initial value.
В результате удается увеличить отборы нефти и, тем самым, увеличить нефтеотдачу залежи.As a result, it is possible to increase oil production and, thereby, increase oil recovery.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают Минибаевскую нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1900-2000 м, пластовое давление 12-14 МПа, пластовая температура 34-38 °С, толщина пласта от 3 до 10 м, пористость от 12 до 20%, проницаемость от 96 до 1500 мДа, нефтенасыщенностью более 70%, вязкость нефти 18 мПа*с, плотность нефти 0,86 г/см3. Коллектор - глинистый алевролит - высокозернистый песчаник. Участок залежи с 2 нагнетательными скважинами и 4 добывающими скважинами разрабатывают заводнением с закачкой пластовой воды в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины и отбором пластовой продукции через добывающие скважины.The Minibaevskoye oil field is being developed with the following characteristics: depth 1900-2000 m, reservoir pressure 12-14 MPa, reservoir temperature 34-38 ° C, reservoir thickness from 3 to 10 m, porosity from 12 to 20%, permeability from 96 to 1500 mDa , oil saturation of more than 70%, oil viscosity of 18 MPa * s, oil density of 0.86 g / cm 3 . The reservoir is clayey siltstone - high-grained sandstone. A reservoir area with 2 injection wells and 4 production wells is developed by flooding with injection of produced water as a working agent through injection wells and selection of formation products through production wells.
Объем закачки через 2 нагнетательные скважины составляет 40 м3/сут. Объем отбора пластовой продукции по участку через 4 добывающие скважины составляет 36,5 м3/сут. Компенсация отбора составляет 40/36,5·100%=110%.The volume of injection through 2 injection wells is 40 m 3 / day. The volume of selection of reservoir products in the area through 4 production wells is 36.5 m 3 / day. The selection compensation is 40 / 36.5 · 100% = 110%.
При снижении приемистости нагнетательной скважины с 40 до 10 в нагнетательной скважине проводят кислотную обработку околоскважинной зоны. Для чего в скважину закачивают 12%-ный раствор соляной кислоты, проводят технологическую выдержку и запускают скважину в эксплуатацию. Разрабатывают залежь с компенсацией отбора на уровне 120%.When injectivity of the injection well decreases from 40 to 10, acid treatment of the near-wellbore zone is carried out in the injection well. For this, a 12% hydrochloric acid solution is pumped into the well, technological aging is carried out and the well is put into operation. Develop a deposit with a selection compensation of 120%.
Дожидаются достижения фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие кислотной обработки, до добывающей скважины. При этом пластовое давление в зоне добывающей скважины увеличивается на 5-15% и достигает не менее 12 МПа, а обводненность добываемой пластовой продукции снижается на 5-10% и составляет от 5 до 35%.Achievement of the front of displacement from the injection well, changed due to acid treatment, to the production well is expected. At the same time, the reservoir pressure in the zone of the producing well increases by 5-15% and reaches at least 12 MPa, and the water cut of the produced reservoir products decreases by 5-10% and ranges from 5 to 35%.
Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. В результате обводненность добываемой продукции непосредственно после гидроразрыва снизилась до 30% и была восстановлена до 15% всего за 30 сут.Hydraulic fracturing is carried out in the producing well. As a result, the water cut of extracted products immediately after hydraulic fracturing decreased to 30% and was restored to 15% in just 30 days.
После восстановления обводненности восстанавливают компенсацию отбора закачкой рабочего агента до прежних 110%.After the restoration of water cut, compensation for selection by injection of the working agent is restored to the previous 110%.
Продолжают разработку на установившихся режимах.Continue development in steady state.
В результате удается увеличить отборы нефти и, тем самым, увеличить нефтеотдачу залежи на 2,1% до 31%.As a result, it is possible to increase oil production and, thereby, increase oil recovery by 2.1% to 31%.
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 |
|---|---|---|---|
| RU2014140936/03A RU2551580C1 (en) | 2014-10-10 | 2014-10-10 | Oil field development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014140936/03A RU2551580C1 (en) | 2014-10-10 | 2014-10-10 | Oil field development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2551580C1 true RU2551580C1 (en) | 2015-05-27 |
Family
ID=53294516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014140936/03A RU2551580C1 (en) | 2014-10-10 | 2014-10-10 | Oil field development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2551580C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4245702A (en) * | 1978-05-22 | 1981-01-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for forming channels of high fluid conductivity in hard acid-soluble formations |
| SU1524582A1 (en) * | 1987-08-04 | 1996-05-10 | Научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for development of oil deposit |
| RU2135750C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-08-27 | Батурин Юрий Ефремович | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed |
| RU2185502C1 (en) * | 2001-10-08 | 2002-07-20 | Девятов Василий Васильевич | Method of oil pool development with its decolmatation |
| RU2471971C1 (en) * | 2011-09-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit |
| RU2483201C1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method for increasing oil recovery of production wells |
-
2014
- 2014-10-10 RU RU2014140936/03A patent/RU2551580C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4245702A (en) * | 1978-05-22 | 1981-01-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for forming channels of high fluid conductivity in hard acid-soluble formations |
| SU1524582A1 (en) * | 1987-08-04 | 1996-05-10 | Научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for development of oil deposit |
| RU2135750C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-08-27 | Батурин Юрий Ефремович | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed |
| RU2185502C1 (en) * | 2001-10-08 | 2002-07-20 | Девятов Василий Васильевич | Method of oil pool development with its decolmatation |
| RU2471971C1 (en) * | 2011-09-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit |
| RU2483201C1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method for increasing oil recovery of production wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2014150019A (en) | WAYS TO MINIMIZE EXTRAORDINARY EXTRUSION OF THE PROPELLING FILLER AT HYDRAULIC GROUND RIP | |
| WO2016037094A1 (en) | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals | |
| EP1905946B1 (en) | Well productivity enhancement method | |
| US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| CN109751036A (en) | A kind of method that deep layer shale gas delays effective fracture transformation decreasing volumes | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2541974C1 (en) | Well operation stimulation | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| CN111927423B (en) | Shale sand fracturing pump-stopping fracturing steering method | |
| RU2494246C1 (en) | Treatment method of bore-hole zone | |
| RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
| RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2583803C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2551580C1 (en) | Oil field development method | |
| CN107760293A (en) | A kind of pressure break Pad fluid processing method | |
| RU2540712C1 (en) | Well operation stimulation | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2559992C1 (en) | Oil deposit development method | |
| CN106321053A (en) | Oil and gas well production increasing method | |
| RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing |