RU2563463C1 - Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil - Google Patents
Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2563463C1 RU2563463C1 RU2014148488/03A RU2014148488A RU2563463C1 RU 2563463 C1 RU2563463 C1 RU 2563463C1 RU 2014148488/03 A RU2014148488/03 A RU 2014148488/03A RU 2014148488 A RU2014148488 A RU 2014148488A RU 2563463 C1 RU2563463 C1 RU 2563463C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- oil
- production
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слоистых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью вертикальными скважинами.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of layered oil deposits with highly viscous oil by vertical wells.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение групп пластов с различной проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины. После разделения пластов по фильтрационно-емкостным свойствам их разбивают на три группы с различной проницаемостью при помощи пакеров. Избирательно в нагнетательных скважинах отсекают нижнюю группу пластов, верхнюю и нижнюю группы по соответствующим раздельным колоннам дополнительно исследуют на проницаемость пластов. Затем снимают изоляцию, изучают общую проницаемость средней и нижней группы пластов. Нижние пакеры нагнетательных скважин оснащают разделителем потока, например штуцером или регулировочным клапаном. Далее производят закачку рабочего агента по отдельным колоннам в верхнюю группу пластов и в среднюю и нижнюю группы пластов. При этом на устье закачку производят с одной нагнетательной линии, разбив устьевыми регуляторами потока, например задвижками для отдельных колонн каждой нагнетательной скважины. Подъем продукции групп пластов из добывающих скважин производят одновременно или раздельно в зависимости от физико-химических свойств продукции этих групп пластов (патент РФ 2380523, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.01.2010).A known method of developing a multilayer oil reservoir, including the separation of reservoirs into groups with different filtration-capacitive properties, the allocation of groups of reservoirs with different permeability, pumping a working agent through injection wells, oil selection from the reservoir through production wells. After separation of the reservoirs according to filtration-capacitive properties, they are divided into three groups with different permeability using packers. Selectively, in the injection wells, the lower group of formations is cut off, the upper and lower groups of the respective separate columns are additionally examined for formation permeability. Then the insulation is removed, the total permeability of the middle and lower groups of layers is studied. The lower packers of the injection wells are equipped with a flow separator, for example a nozzle or a control valve. Next, the working agent is injected in separate columns into the upper group of formations and into the middle and lower groups of formations. At the same time, injection at the mouth is carried out from one injection line, having been broken by wellhead flow controllers, for example, valves for individual columns of each injection well. The rise in the production of groups of formations from producing wells is carried out simultaneously or separately, depending on the physicochemical properties of the products of these groups of formations (RF patent 2380523, CL ЕВВ 43/14, publ. 01.27.2010).
Недостатком известного способа является низкий охвата пластов, а для высоковязких нефтей - низкий коэффициент вытеснения. Соответственно коэффициент нефтеизвлечения по известному способу остается низким.The disadvantage of this method is the low coverage of the reservoirs, and for high viscosity oils - a low displacement rate. Accordingly, the oil recovery coefficient of the known method remains low.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром в пласты, отбор пластовой продукции через добывающие скважины общим фильтром из пластов. В известном способе анализируют участки разработки месторождения, выбирают участок с наличием остаточных запасов по добывающим скважинам не менее 20 тыс.т каждой, снижением пластового давления до 60-70% от начального, на участке выбирают нагнетательную скважину с перфорированными тремя пластами, в выбранной нагнетательной скважине в нижний наиболее проницаемый пласт ограничивают закачку рабочего агента до минимальных значений не более 40 м3/сут, под действием образовавшегося избыточного устьевого давления производят неограниченный максимально возможный объем закачки рабочего агента в другие пласты, в таком режиме эксплуатируют нагнетательную скважину, анализируют состояние добывающих скважин во втором пласте, при увеличении забойного давления на 10-15% и обводненности не более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят интенсификацию режима работы добывающей скважины, при увеличении забойного давления на 10-15% и росте обводненности более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят полное или частичное ограничение по закачке во второй пласт, при этом производят контроль за изменением забойного давления в районе полного или частичного ограничения закачки по нижнему наиболее проницаемому пласту и при подтверждении снижения забойного давления на 10-15% ниже давления насыщения, производят увеличение объемов закачки для недопущения сокращения объемов добычи нефти, периодически повторяют ограничение закачки в нижний наиболее проницаемый пласт и анализ состояния добывающих скважин второго пласта (патент РФ 2528305, кл. Е21В 43/14, Е21В 43/12, опубл. 10.09.2014 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing a multilayer oil field, which includes opening reservoirs with injection and production wells, pumping a working agent through injection wells with a common filter into the reservoirs, and selecting reservoir products through production wells with a common filter from the reservoirs. In the known method, the areas of development of the field are analyzed, a section is selected with the presence of residual reserves of producing wells of at least 20 thousand tons each, a decrease in reservoir pressure to 60-70% of the initial one, an injection well with perforated three layers in the selected injection well is selected on the site the lower most layer of permeable download limit working fluid to a minimum not more than 40 m 3 / day under the action of the resulting excess pressure wellhead produce unlimited poppy the possible amount of working agent pumped into other reservoirs, in this mode they operate an injection well, analyze the state of production wells in the second formation, with an increase in bottomhole pressure of 10-15% and water cut of no more than 40% in the nearest producing well of the second formation, intensify operating mode of the producing well, with an increase in bottomhole pressure of 10-15% and an increase in water cut of more than 40% in the nearest producing well of the second formation, full or partial restriction on in the second formation, while monitoring the change in bottomhole pressure in the region of complete or partial restriction of injection along the lower most permeable layer and confirming a decrease in bottomhole pressure by 10-15% below the saturation pressure, increase injection volumes to prevent a decrease in oil production , periodically repeat the restriction of injection into the lower most permeable formation and analysis of the state of producing wells of the second formation (RF patent 2528305, cl. Е21В 43/14, Е21В 43/12, publ. 09/10/2014 - prototype).
Известный способ позволяет за счет оптимизации режимов работы скважин несколько повысить темпы отбора нефти, однако конечная нефтеотдача остается невысокой.The known method allows by optimizing the operating modes of the wells to slightly increase the rate of oil recovery, however, the final oil recovery remains low.
В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью.The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery coefficient of a layered oil reservoir with high viscosity oil.
Задача решается тем, что в способе разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью, включающем разбуривание залежи по рядной системе вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие скважинами всех нефтенасыщенных пропластков, использование оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки - ОРД/З, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают залежь с количеством нефтенасыщенных пропластков не более десяти, у внешней границы залежи бурят нагнетательные скважины, в пределах внутренней границы - добывающие скважины, а в промежуточных - скважины, оборудованные ОРД/З, причем в скважинах с ОРД/З нагнетание ведут по тому пропластку, который впервые встречается при рассмотрении залежи в направлении от границы к ее центру, а добычу - по всем остальным, скважины бурят с расстоянием между стволами от 150 м до 300 м, в качестве рабочего агента после ввода скважины под нагнетание используют нагретый до температуры не более 400°С на устье газ, закачку которого ведут с расходом от 50 до 500 м3/сут на одну скважину и в течение времени, пока, по данным предварительного гидродинамического моделирования, тепловой фронт не пройдет расстояние не менее 0,3 от расстояния до соседней добывающей скважины, после чего повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5-30 суток и затем переходят на закачку данной воды, при снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин в процессе разработки на более чем 20% от первоначального, регулируют отбор жидкости и закачку воды таким образом, чтобы пластовое давление составляло 80-120% от первоначального.The problem is solved in that in the method of developing a layered oil reservoir with highly viscous oil, including drilling the deposits in a straight-line system with vertical producing and injection wells, opening all oil-saturated layers by wells, using equipment for simultaneous and separate production and injection — ORD / Z, pumping a working agent in injection wells and product selection from production wells, according to the invention, choose a reservoir with the number of oil-saturated layers no more than ten, at the outer edge The reservoirs drill injection wells, within the internal boundary - production wells, and in the intermediate - wells equipped with ORD / Z, and in wells with ORD / Z, injection is carried out along the layer that was first encountered when considering the deposit in the direction from the boundary to its to the center, and production - for everything else, the wells are drilled with a distance between the wells from 150 m to 300 m, after the well is injected, the gas heated up to a temperature of not more than 400 ° C at the mouth is used as a working agent, the injection of which is carried out with a flow m 50 to 500 m 3 / day per well and for a time until, according to the pre-flow simulation, the heat front has passed a distance of at least 0.3 of the distance to a neighboring production well, after which increase linearly in the pumped working content agent fractions of water without heating to 100% for 5-30 days and then transfer to the injection of this water, with a decrease in reservoir pressure in the production well selection zone during development by more than 20% of the initial one, regulate fluid selection and water injection so in such a way that reservoir pressure is 80-120% of the initial.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу слоистой нефтяной залежи, которые в большинстве случаев представлены карбонатными породами с высоковязкой нефтью (более 30 мПа·с), существенное влияние оказывает эффективность системы разработки, включающая оптимальное размещение добывающих и нагнетательных скважин, использование оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРД/З) из пропластков, использование тепловых методов для снижения вязкости нефти и закачку, позволяющую как поддерживать пластовое давление, так и вытеснять нефть к забоям добывающих скважин. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать слоистые нефтяные залежи с высоковязкой нефтью. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a layered oil deposit, which in most cases is represented by carbonate rocks with high viscosity oil (more than 30 mPa · s), is significantly affected by the efficiency of the development system, including the optimal placement of production and injection wells, the use of equipment for simultaneous and separate production and injection (ORD) / H) from interlayers, the use of thermal methods to reduce the viscosity of oil and injection, which allows both to maintain reservoir pressure and to displace oil to the bottom of the producing wells. Existing technical solutions do not fully allow the efficient development of layered oil deposits with high viscosity oil. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of oil deposits. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение нефтяной залежи в разрезе А-А. На фиг. 2 представлено схематическое изображение залежи в плане. Обозначения: 1 - нефтяная залежь, 2 - добывающая скважина, 3 - нагнетательная скважина, 4 - внешний контур нефтеносности, 5 - внутренний контур нефтеносности, 6 - скважины, оборудованные ОРД/З, 7 - участок ствола скважины с ОРД/З, через который ведут нагнетание рабочего агента, 8 - участок ствола скважины с ОРД/З, через который ведут добычу жидкости, 9 - пропласток неколлектора, I, II, III - нетенасыщенные пропластки, ВНК - водо-нефтяной контакт.In FIG. 1 is a schematic representation of an oil reservoir in section AA. In FIG. 2 is a schematic representation of a reservoir in plan. Designations: 1 - oil reservoir, 2 - production well, 3 - injection well, 4 - external oil content circuit, 5 - internal oil content circuit, 6 - wells equipped with oil / gas production, 7 - section of the wellbore with oil / gas production, through which they conduct injection of the working agent, 8 - a section of the wellbore with an oil / gas / 3 through which fluid is extracted, 9 - a non-reservoir interlayer, I, II, III - unsaturated interlayers, VNK - water-oil contact.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Нефтяную залежь 1 (фиг. 1), представленную слоистым коллектором с высоковязкой нефтью (более 30 мПа·с) и количеством нефтенасыщенных пропластков не более десяти, разбуривают по рядной системе вертикальными добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами с расстоянием между стволами от 150 м до 300 м. Причем нагнетательные скважины 3 размещают у внешней границы залежи (либо внешнего контура нефтеносности 4 при его наличии, т.е. в водонефтяной зоне), в пределах внутренней границы (либо внутреннего контура нефтеносности 5 при его наличии, т.е. в чисто нефтяной зоне) - добывающие скважины 2. В остальных случаях размещают скважины 6, оборудованные ОРД/З.Oil reservoir 1 (Fig. 1), represented by a layered reservoir with highly viscous oil (more than 30 MPa · s) and the number of oil-saturated interlayers of not more than ten, is drilled in a row system by vertical producing 2 and
Исследования показали, что в большинстве случаев, количество нефтенасыщенных пропластков не превышает десяти. Однако, при их количестве большем десяти, эффективность закачки по предлакаемому способу снижается. Для поддержания пластового давления в этом случае необходимо дополнительно размещать нагнетательные скважины в центральной части залежи.Studies have shown that in most cases, the number of oil-saturated layers does not exceed ten. However, when their number is more than ten, the efficiency of injection by the proposed method is reduced. To maintain reservoir pressure in this case, it is necessary to additionally place injection wells in the central part of the reservoir.
Расстояние между скважинами от 150 м до 300 м, согласно расчетам, оптимально с точки зрения баланса между экономической и технологической эффективностью при разработке рассматриваемых слоистых коллекторов с высоковязкой нефтью.The distance between the wells from 150 m to 300 m, according to calculations, is optimal from the point of view of the balance between economic and technological efficiency in the development of the layered reservoirs with high viscosity oil under consideration.
В скважинах 2, 3, 6 вскрывают все пропластки. Если, например, коллектор залежи представлен тремя пропластками (фиг.2), то вскрывают все: I, II, III при их наличии. В скважинах 6 с ОРД/З нагнетание 7 ведут по тому пропластку, который впервые встречается при рассмотрении залежи в направлении от границы к ее центру. Добычу 8 осуществляют по всем остальным пропласткам. Конструкцию ОРД/З выбирают такую, чтобы можно было отдельно эксплуатировать пропласток в который нагнетают рабочий агент, и пропластки, из которых ведут добычу жидкости, устанавливая при этом пакера в пропластках неколлектора 9.In
Согласно расчетам, такая система разработки позволяет эффективно вырабатывать все пропластки слоистого коллектора.According to calculations, such a development system makes it possible to efficiently produce all layers of a layered collector.
В качестве рабочего агента для закачки, после ввода нагнетательных скважин 3 и скважин 6 с ОРД/З, используют нагретый до температуры не более 400°С на устье газ. В качестве газа используют углеводородный газ, или азот, или водяной пар. Ограничение по температуре обусловлено, во-первых, пределом стойкости к температуре материала оборудования скважины, во-вторых, согласно расчетам, при большей температуре прирост дебита нефти значительно снижается, что экономически не оправдано затратами на нагрев газа свыше указанной температуры.As a working agent for injection, after the injection of
Закачку осуществляют с расходом от 50 до 500 м3/сут на одну скважину в течение времени, пока, по данным предварительного гидродинамического моделирования, тепловой фронт не пройдет расстояние не менее 0,3 от расстояния до соседней добывающей скважины, т.е. 0,3·(150…300)=45…90 м. После этого повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5-30 суток. Затем переходят на закачку данной воды.Injection is carried out at a flow rate of 50 to 500 m 3 / day per well for a time until, according to preliminary hydrodynamic modeling, the heat front passes a distance of at least 0.3 from the distance to a neighboring producing well, i.e. 0.3 · (150 ... 300) = 45 ... 90 m. After this, the content in the injected working agent increases linearly the proportion of unheated water to 100% within 5-30 days. Then they switch to the injection of this water.
Расчеты показали, что в большинстве случаев расход газа менее 50 м3/сут не обеспечивает достаточной скорости продвижения теплового фронта, а при более 500 м3/сут - прорыв газа к забою добывающей скважины происходит слишком быстро. В обоих случаях нефтеотдача оказывается ниже. Расстояния в 45…90 м, согласно расчетам на гидродинамической модели, достаточно для первоначального прогрева пласта и, соответственно, снижения вязкости нефти. Последующая закачка воды продвигает закаченный ранее газ к добывающим скважинам, тем самым снижая вязкость нефти на расстояниях между скважинами и увеличивая дебиты нефти. The calculations showed that in most cases a gas flow rate of less than 50 m 3 / day does not provide a sufficient rate of advancement of the heat front, and at more than 500 m 3 / day, gas breakthrough to the bottom of the producing well occurs too quickly. In both cases, oil recovery is lower. Distances of 45 ... 90 m, according to calculations on the hydrodynamic model, are sufficient for the initial heating of the formation and, accordingly, a decrease in the viscosity of oil. Subsequent injection of water moves the previously pumped gas to production wells, thereby reducing the viscosity of oil at the distances between the wells and increasing oil production.
Чтобы посчитать время и суммарные объемы газа, необходимого для продвижения фронта в 45…90 м, наиболее эффективно использовать гидродинамическую модель, в которой можно учесть толщины пропластков, неоднородность и пр. В целом, для каждой залежи значения времени и объемов закачки газа зависит от свойств коллектора и флюидов.In order to calculate the time and total volumes of gas needed to advance the front at 45 ... 90 m, it is most effective to use a hydrodynamic model, in which the thickness of the layers, heterogeneity, etc. can be taken into account. In general, for each reservoir, the values of time and volumes of gas injection depend on the properties reservoir and fluid.
Линейное повышение содержания в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5-30 суток, согласно исследованиям, обеспечивает равномерный переход от закачки газа к закачке воды. Исследования показали, что резкий переход от закачки газа к закачке воды приводит к некоторому смешиванию данных агентов между собой в пласте и эффективность вытеснения нагретого газа снижается, соответственно нефтеотдача оказывается ниже. При этом менее 5 суток не достаточно для образования своеобразного «экрана» вытеснения нагретого газа и продвижения температурного фронта, по указанным причинам, а более 30 суток - экономически не оправданно, т.к. нагретый газ, смешиваясь с ненагретой водой, охлаждается, при этом нефтеотдача оказывается такой же, как и при времени закачки менее 30 суток. A linear increase in the content in the injected working agent of the fraction of water without heating to 100% over 5-30 days, according to studies, ensures a uniform transition from gas injection to water injection. Studies have shown that a sharp transition from gas injection to water injection leads to some mixing of these agents with each other in the reservoir and the efficiency of the displacement of heated gas is reduced, respectively, oil recovery is lower. At the same time, less than 5 days is not enough for the formation of a kind of “screen” for displacing heated gas and advancing the temperature front, for these reasons, and more than 30 days is not economically justified, because the heated gas, being mixed with unheated water, is cooled, while the oil recovery is the same as with an injection time of less than 30 days.
Добывающие скважины 2 пускают в добычу сразу после бурения и обустройства. Это же касается добычи по скважинам 6 с ОРД/З.
В процессе разработки возможно снижении пластового давления. При его уменьшении в зоне отбора добывающих скважин на более чем 20% от первоначального, регулируют отбор жидкости и закачку воды таким образом, чтобы пластовое давление составляло 80-120% от первоначального. Для этого используют нестационарное или циклическое заводнение, либо более высокие значения компенсации отбора закачкой. Расчеты показали, что текущее пластовое давление 80-120% от первоначального обеспечивает наибольший коэффициент нефтеизвлечения.During development, a reduction in reservoir pressure is possible. When it decreases in the selection zone of production wells by more than 20% of the original, fluid selection and water injection are controlled so that the reservoir pressure is 80-120% of the original. To do this, use non-stationary or cyclic flooding, or higher values of the compensation selection by injection. The calculations showed that the current reservoir pressure of 80-120% of the initial one provides the highest oil recovery coefficient.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.Development is carried out until the full economically viable development of reservoir 1.
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяной залежи.The result of the implementation of this method is to increase the coefficient of oil recovery of oil deposits.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1) массивного типа размерами 3200х1900 м, представленную слоистым карбонатным коллектором с высоковязкой нефтью и тремя нефтенасыщенными пропластками I, II, III, разбуривают по рядной системе вертикальными добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами с расстоянием между стволами 250-300 м.Example 1. Oil reservoir 1 (Fig. 1) of a massive type with dimensions 3200x1900 m, represented by a layered carbonate reservoir with highly viscous oil and three oil-saturated interlayers I, II, III, is drilled in a straight-line system by vertical producing 2 and
Кровля продуктивного пласта залежи 1 толщиной 20 м залегает на глубине 780 м. Средняя проницаемость коллектора составляет 100 мД, средняя пористость 14%, начальное пластовое давление 8 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 60 мПа·с.The roof of the productive formation of reservoir 1 with a thickness of 20 m lies at a depth of 780 m. The average permeability of the reservoir is 100 mD, the average porosity is 14%, the initial reservoir pressure is 8 MPa, and the oil viscosity at reservoir conditions is 60 MPa · s.
Нагнетательные скважины 3 размещают у внешнего контура нефтеносности 4, т.е. в водонефтяной зоне, а в пределах внутреннего контура нефтеносности 5, т.е. в чисто нефтяной зоне - добывающие скважины 2. В остальных случаях размещают скважины 6, оборудованные ОРД/З. Всего бурят 50 скважин: 18 нагнетательных, 5 добывающих и 27 с оборудованием ОРД/З.
В скважинах 2, 3, 6 вскрывают все пропластки I, II, III (фиг.2). В скважинах 6 с ОРД/З нагнетание 7 ведут по тому пропластку, который впервые встречается при рассмотрении залежи в направлении от границы к ее центру. Добычу 8 осуществляют по всем остальным пропласткам. In
В качестве рабочего агента для закачки, после ввода нагнетательных скважин 3 и скважин 6 с ОРД/З, используют нагретый до температуры 400°С на устье водяной пар. Закачку осуществляют с расходом 500 м3/сут на одну скважину в течение времени 200 сут, которые были определены заранее по результатам гидродинамического моделирования. За это время при указанном расходе тепловой фронт пройдет расстояние 0,3·(250…300)=75…90 м до соседней добывающей скважины.As a working agent for injection, after the injection of
Далее повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5 суток, которые определяют также заранее по результатам гидродинамического моделирования. Это обеспечивает равномерный переход от закачки газа к закачке воды. Затем переходят на закачку данной воды.Next, the content in the pumped working agent is linearly increased in the proportion of unheated water to 100% for 5 days, which are also determined in advance by the results of hydrodynamic modeling. This ensures a uniform transition from gas injection to water injection. Then they switch to the injection of this water.
Добывающие скважины 2 пускают в добычу сразу после бурения и обустройства. Это же касается добычи по скважинам 6 с ОРД/З.
В процессе разработки пластовое давление в зоне отбора добывающих скважин 2 снизилось до 6,3 МПа. Для повышения пластового давления скважины 2, 3, 6 переводят на нестационарный режим работы: закачку ведут в течение 30 суток, отбор - 20 суток. Это позволяет поддерживать пластовое давление на уровне 6,4 МПа.In the process of development, the reservoir pressure in the selection zone of
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.Development is carried out until the full economically viable development of reservoir 1.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор представлен десятью нефтенасыщенными пропластками. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 300 мПа·с. Залежь разбуривают по рядной скважинами с расстоянием между стволами 150-250 м. В качестве рабочего агента для закачки, после ввода нагнетательных скважин и скважин с ОРД/З, используют нагретый до температуры 300°С на устье попутный углеводородный газ. Закачку осуществляют с расходом 50 м3/сут на одну скважину в течение времени 400 сут. За это время при указанном расходе тепловой фронт пройдет расстояние 0,3·(150…250)=45…75 м до соседней добывающей скважины. Далее повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 30 суток. При снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин до 6,3 МПа увеличивают расход воды в два раза, что обеспечивает компенсацию отбора закачкой 200%. Это позволяет поддерживать пластовое давление на уровне 9,6 МПа.Example 2. Perform as example 1. The reservoir is represented by ten oil-saturated interlayers. The viscosity of oil in reservoir conditions is 300 MPa · s. The deposit is drilled in a row with wells with a distance between the shafts of 150-250 m. As a working agent for injection, after entering the injection wells and wells with pressure / heat treatment, associated hydrocarbon gas heated to a temperature of 300 ° C at the wellhead is used. The injection is carried out at a flow rate of 50 m 3 / day per well for a time of 400 days. During this time, at the indicated flow rate, the heat front will cover a distance of 0.3 · (150 ... 250) = 45 ... 75 m to the neighboring producing well. Next, the content in the pumped working agent is linearly increased in the proportion of unheated water to 100% within 30 days. With a decrease in reservoir pressure in the production well selection zone to 6.3 MPa, the water flow rate is doubled, which ensures compensation of the injection by 200%. This allows you to maintain reservoir pressure at 9.6 MPa.
В результате по разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98% было добыто с залежи 2373,9 тыс.т. нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,386 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 1802,0 тыс.т. нефти, КИН составил 0,293 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,093 д.ед.As a result of development, which limited the watering of production wells to 98%, 2,373.9 thousand tons were extracted from the reservoir oil recovery factor (CIN) amounted to 0.386 units According to the prototype, ceteris paribus produced 1802.0 thousand tons oil recovery factor amounted to 0.293 units The increase in recovery factor by the proposed method is 0.093 units
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи слоистого коллектора с высоковязкой нефтью.The proposed method allows to increase the oil recovery coefficient of an oil deposit of a layered reservoir with high viscosity oil.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the oil recovery coefficient of an oil deposit.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014148488/03A RU2563463C1 (en) | 2014-12-02 | 2014-12-02 | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014148488/03A RU2563463C1 (en) | 2014-12-02 | 2014-12-02 | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2563463C1 true RU2563463C1 (en) | 2015-09-20 |
Family
ID=54147837
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014148488/03A RU2563463C1 (en) | 2014-12-02 | 2014-12-02 | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2563463C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2737043C1 (en) * | 2019-05-31 | 2020-11-24 | Петр Вадимович Пятибратов | Method for development of oil reservoir of multi-layer oil and gas condensate deposit |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5133410A (en) * | 1989-12-29 | 1992-07-28 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for stimulating production of a subterranean zone of injection of a fluid from a neighboring zone via fracture made from a deflected drain drilled in an intermediate layer separating the zones |
| RU2168619C1 (en) * | 2000-09-01 | 2001-06-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well |
| RU2380523C1 (en) * | 2008-07-23 | 2010-01-27 | Николай Иванович Парийчук | Multi-reservoir oil field development method |
| RU2439308C1 (en) * | 2010-06-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of oil and gas condensate field development |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
-
2014
- 2014-12-02 RU RU2014148488/03A patent/RU2563463C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5133410A (en) * | 1989-12-29 | 1992-07-28 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for stimulating production of a subterranean zone of injection of a fluid from a neighboring zone via fracture made from a deflected drain drilled in an intermediate layer separating the zones |
| RU2168619C1 (en) * | 2000-09-01 | 2001-06-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well |
| RU2380523C1 (en) * | 2008-07-23 | 2010-01-27 | Николай Иванович Парийчук | Multi-reservoir oil field development method |
| RU2439308C1 (en) * | 2010-06-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of oil and gas condensate field development |
| RU2473796C1 (en) * | 2011-06-16 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2737043C1 (en) * | 2019-05-31 | 2020-11-24 | Петр Вадимович Пятибратов | Method for development of oil reservoir of multi-layer oil and gas condensate deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9551207B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2455471C1 (en) | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development | |
| CA2762448C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| Panja et al. | Factors controlling production in hydraulically fractured low permeability oil reservoirs | |
| RU2599994C1 (en) | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir | |
| CN116108572A (en) | Shale gas condensate well volume fracturing outer zone productivity contribution analysis method | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2563463C1 (en) | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil | |
| RU2297524C2 (en) | Method for treatment of a deposit of highly viscous oil | |
| CA2783439A1 (en) | Water injection method for assisting in collection of oil in a sagd oil recovery application | |
| RU2554971C1 (en) | Method of oil field development | |
| DE102012212626A1 (en) | Process for the in situ extraction of hydrocarbon materials | |
| CN111425171A (en) | Water-flooding sandstone reservoir double-high-period two-three combined perforation optimization method | |
| RU2580339C1 (en) | Method for development massive type high-viscous oil deposit | |
| RU2442882C1 (en) | Method for edge oil rim development | |
| RU2528310C1 (en) | Development method for oil deposit area | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2691234C2 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2534306C1 (en) | Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2580671C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposits |