RU2578134C1 - Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones - Google Patents
Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones Download PDFInfo
- Publication number
- RU2578134C1 RU2578134C1 RU2015108404/03A RU2015108404A RU2578134C1 RU 2578134 C1 RU2578134 C1 RU 2578134C1 RU 2015108404/03 A RU2015108404/03 A RU 2015108404/03A RU 2015108404 A RU2015108404 A RU 2015108404A RU 2578134 C1 RU2578134 C1 RU 2578134C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- wells
- horizontal
- zones
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами.The proposed method relates to the oil industry, in particular to the field of development of oil deposits in fractured reservoirs with oil-water zones.
Известен способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины (патент РФ №2247825, E21B 33/138, опубл. 10.03.2005, бюл. №7), включающий спуск колонны труб, закачку в интервал водопритока пласта оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости, отличающийся тем, что после спуска колонны труб при открытой задвижке на межтрубье всю полость горизонтального ствола заполняют высоковязкой гидрофобной жидкостью. Затем при закрытой указанной задвижке производят указанную закачку при объеме оторочки 2-10 м3 высоковязкой гидрофобной жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока, а после нее при открытой указанной задвижке производят закачку в скважину изолирующего состава, располагая напротив интервала водопритока, закрывают указанную задвижку и продавливают изолирующий состав в интервал водопритока высоковязкой гидрофобной жидкостью, причем плотность изолирующего состава равна плотности высоковязкой гидрофобной жидкости или отклоняется не более чем на 60 кг/м3, а вязкость гидрофобной жидкости равна от 750 до 2500 МПа·с при скорости сдвига 2-600 с-1. В качестве изолирующего состава применяют твердеющий в пласте кислоторастворимый или легкоразбуриваемый состав.A known method of isolating water inflow in a horizontal wellbore of a producing well (RF patent No. 2247825, E21B 33/138, publ. 03/10/2005, bull. No. 7), including the descent of the pipe string, the injection of a rim of highly viscous hydrophobic fluid into the interval of the water inflow of the formation, characterized in that after the descent of the pipe string with an open gate valve on the annulus, the entire cavity of the horizontal barrel is filled with a highly viscous hydrophobic liquid. Then, when the specified valve is closed, the indicated injection is performed with a rim volume of 2-10 m 3 of highly viscous hydrophobic liquid per 1 meter of the water inflow interval, and after it, with the indicated valve open, the insulating composition is injected into the well, opposite the water inflow interval, the specified valve is closed and forced the insulating composition in the interval of water inflow with a highly viscous hydrophobic liquid, and the density of the insulating composition is equal to the density of a highly viscous hydrophobic liquid or deviates no more than 60 kg / m 3 , and the viscosity of the hydrophobic liquid is from 750 to 2500 MPa · s at a shear rate of 2-600 s -1 . As an insulating composition, an acid-soluble or easily soluble composition hardening in the formation is used.
Недостатком известного способа является то, что в способе не предусмотрено определение вскрытых каждой добывающей скважиной зон трещиноватости или разуплотнения с последующей изоляцией этих зон с двух сторон пакерами и с установкой между ними управляемых клапанов. В способе не предусмотрено также регулирование давления закачки по сравнению с начальным и не производится периодическая закачка высоковязкой гидрофобной жидкости, которая увеличивает период безводной эксплуатации горизонтальной скважины, в результате чего снижаются затраты на проведение водоизоляционных работ.A disadvantage of the known method is that the method does not provide for the determination of fracturing or decompression zones opened by each production well, followed by isolation of these zones on both sides by packers and installing controlled valves between them. The method also does not provide for regulating the injection pressure compared to the initial one and does not periodically inject highly viscous hydrophobic fluid, which increases the period of anhydrous operation of a horizontal well, as a result of which the cost of waterproofing works is reduced.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является патент, при помощи которого осуществляется способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент на полезную модель РФ №94628, E21B 43/14, E21B 43/13, E21B 43/12, опубл. 27.05.2010, бюл. №15), включающий устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости: обсадную колонну с пакерами и клапанами, размещенными между пакерами и имеющими возможность управления с устья, каждый из которых выполнен в виде корпуса с проходными отверстиями и подвижной в осевом направлении втулкой, выполненной с возможностью открытия и закрытия отверстий в крайних положениях и оснащенной сужением, отличающееся тем, что оно имеет пластыри для изоляции зон с низкой проницаемостью, пакеры предусмотрены для установки в пределах пластырей. Снаружи клапанов размещены фильтры. Для перемещения втулки вниз технологическая колонна оснащена толкателем, поджатым вниз пружиной, усилие которой превосходит усилие сдвига втулки, патрубка с кольцевым выступом, наружный диаметр которого больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины. Для перемещения втулки вверх технологическая колонна оснащена захватом, выполненным в виде корпуса с поджатыми наружу пружинами шариками, диаметр описанной окружности вокруг которых больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины. Усилие пружин достаточно для сдвига соответствующей втулки шариками.Closest to the proposed invention in technical essence is a patent, by which a method for developing an oil reservoir in fractured reservoirs with oil-water zones is carried out (patent for utility model of the Russian Federation No. 94628, E21B 43/14, E21B 43/13, E21B 43/12, publ. May 27, 2010, Bulletin No. 15), including a device for operating a formation with zones of various permeabilities: a casing with packers and valves placed between the packers and capable of being controlled from the mouth, each of which is made in the form of a housing with passage holes E and an axially movable sleeve adapted to open and close the openings in the end positions and equipped with a constriction, characterized in that it has patches to isolate zones of low permeability, packers are designed for installation within patches. Outside the valves are filters. To move the sleeve down, the technological string is equipped with a pusher pressed down by a spring, the force of which exceeds the shear force of the sleeve, a nozzle with an annular protrusion, the outer diameter of which is larger than the passage diameter of the corresponding sleeve narrowing, but smaller than the similar passage diameters of the sleeve narrowings further located from the bottom of the well. To move the sleeve up, the technological string is equipped with a grip made in the form of a body with balls drawn by springs outside, the diameter of the circumscribed circle around which is larger than the passage diameter of the sleeve narrowing corresponding to it, but smaller than the similar passage diameters of the bushings narrowing further from the bottom of the well. The force of the springs is sufficient to shift the corresponding sleeve balls.
Недостатком известного способа является то, что в нем не предусмотрено определение вскрытых в каждой добывающей скважине зон трещиноватости или разуплотнения с последующей изоляцией этих зон с двух сторон пакерами и с установкой между ними управляемых клапанов. В способе не рекомендуется также периодическая закачка реагентов в зоны трещиноватости или разуплотнения с последующим закрытием управляемых клапанов и не проводится контроль за отбором нефти и воды в процессе работы горизонтальной скважины.A disadvantage of the known method is that it does not provide for the determination of fracture or decompression zones opened in each production well, followed by isolation of these zones on both sides by packers and installation of controlled valves between them. The method also does not recommend periodic reagent injection into fracture or decompression zones followed by closing of controlled valves and does not control the selection of oil and water during the operation of a horizontal well.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи в результате снижения водопритока в горизонтальные добывающие скважины за счет прочности формируемого изоляционного экрана в зонах трещиноватости или разуплотнения пласта и снижения затрат на проведение таких работ.The technical task of the proposed method is to increase oil recovery as a result of reducing water inflow into horizontal production wells due to the strength of the formed insulating screen in the zones of fracturing or decompression of the reservoir and reducing the cost of such work.
Технический результат достигается способом разработки, включающим строительство горизонтальных или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, определение вскрытых в каждой добывающей скважине соответствующих зон трещиноватости или разуплотнения залежи, изоляцию определенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, периодическую закачку реагентов в эти зоны реагентов с последующим закрытием управляющих клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.The technical result is achieved by the development method, including the construction of horizontal or directionally directed production and injection wells, determination of the corresponding fracture or decompression zones of the reservoir opened in each production well, isolation of certain zones on both sides with packers with the installation of controlled valves between them, periodic injection of reagents into these zones reagents followed by closing of the control valves, injection of the displacing agent into the injection wells and selection of oil cut production wells.
Новым является то, что добывающие скважины проводят в нефтенасыщенном уплотненном прослое ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, в качестве закачиваемых реагентов используют водоизолирующие вязкие устойчивые к размыванию водой композиции, закачку реагентов производят до повышения давления закачки от начального на 30-50%, причем композиции закачивают периодически после обводнения добываемой продукции более 75%.New is that production wells are carried out in an oil-saturated compacted interlayer below the formation roof at a distance of 2-5 m and above the oil-water contact at a distance of at least 10 m, water-insulating viscous, water-erosion-resistant compositions are used as injected reagents, reagents are injected until injection pressure from the initial by 30-50%, and the composition is pumped periodically after flooding the produced products more than 75%.
На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи нефти (вид сверху) на участке с одной горизонтальной скважиной. На фиг. 2 изображен разрез А-А горизонтальной добывающей скважины по фиг. 1.In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of oil deposits (top view) in the area with one horizontal well. In FIG. 2 shows a section AA of the horizontal production well of FIG. one.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1, 2) с карбонатными коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-8 (фиг. 1) по проектной сетке. По данным бурения скважин уточняют геологическое строение залежи 1. По результатам сейсмических исследований методом 3Д определяют преобладающее направление трещиноватости. По результатам аэрокосмогеологических исследований выделяют уплотненные зоны 9, 10 и зоны разуплотнения 11 залежи 1, связанные с проницаемостью пород.The inventive method is carried out in the following sequence. Oil reservoir 1 (Fig. 1, 2) with carbonate reservoirs is drilled with vertical wells 2-8 (Fig. 1) along the design grid. According to well drilling data, the geological structure of
Определяют проницаемость, пористость коллекторов. Производят замеры пластового давления в скважинах 2-8. Выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами с≥15 м (фиг. 2). Сначала на выбранном участке залежи 1 (фиг. 1) в уплотненной зоне 10 строят как минимум одну горизонтальную добывающую скважину 12 (фиг. 1, 2) с целью предотвращения быстрого обводнения добываемой продукции подошвенной водой. Число горизонтальных добывающих скважин 12 на участке залежи 1 (фиг. 1) ограничивается размерами выбранного участка, плотностью проектной сетки, которая в свою очередь зависит от типа коллекторов, фильтрационно-емкостных свойств пород (проницаемости, пористости) и величины запасов нефти.The permeability and porosity of the reservoirs are determined. Measure formation pressure in wells 2-8. Select a plot of
Горизонтальные добывающие скважины 12 (фиг. 1, 2) проводят в нефтенасыщенном уплотненном прослое 11 (фиг. 1), причем они располагаются ниже кровли пласта 1 (фиг. 2) на расстоянии а=2,0-5,0 м, и выше водонефтяного контакта (ВНК) - на расстоянии в≥10,0 м. Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к горизонтальным стволам добывающих скважин 12 (фиг. 1, 2) в результате различия вязкостей нефти и пластовой воды.Horizontal production wells 12 (Fig. 1, 2) are carried out in an oil-saturated compacted interlayer 11 (Fig. 1), and they are located below the top of the formation 1 (Fig. 2) at a distance of a = 2.0-5.0 m and above water-oil contact (OWC) - at a distance of ≥10.0 m. A decrease in the distance to the OWC will lead to a breakthrough of bottom water to the horizontal trunks of production wells 12 (Fig. 1, 2) as a result of differences in the viscosities of oil and produced water.
После бурения в горизонтальном стволе добывающей скважины 12 (фиг. 1, 2) выполняют геофизические исследования для определения зон трещиноватости или разуплотнения 13 (фиг. 2). Пластовая вода, имея значительно меньшую вязкость по сравнению с нефтью, в первую очередь попадает в горизонтальный ствол скважины 12 по зонам трещиноватости или разуплотнения 13.After drilling in a horizontal wellbore of a producing well 12 (Fig. 1, 2), geophysical surveys are performed to determine the zones of fracture or decompression 13 (Fig. 2). Produced water, having a significantly lower viscosity compared to oil, first of all falls into the
Цементируют обсадную колонну 14 (фиг. 2) горизонтальной добывающей скважины 12 выше продуктивного пласта 1. Производят изоляцию зон трещиноватости или разуплотнения 13 в горизонтальном стволе скважины 12 установкой пластырей 15 необходимой длины (от 10 до 50 м) справа и слева от этих зон. Осуществляют спуск колонны труб 16 с перфорацией напротив продуктивного пласта 1 и с пакерами 17 (длиной не более 3 м каждый), которые устанавливают напротив пластырей 15, и управляемыми клапанами 18, размещенными между пакерами 17. Клапаны 18 механически управляются с устья скважины, могут быть выполнены любой известной конструкции, например в виде корпуса с проходными отверстиями (см. патент на полезную модель РФ №94628, E21B 43/14, E21B 43/13, E21B 43/12, опубл. 27.05.2010, бюл. №15). Горизонтальную добывающую скважину 12 вводят в эксплуатацию.Cement the casing 14 (Fig. 2) of the horizontal production well 12 above the producing
При достижении обводненности добываемой продукции 75% в горизонтальном стволе добывающей скважины производят работы по изоляции водопритоков, для чего при открытых управляемых клапанах 18 закачивают в зону трещиноватости или разуплотнения 13 реагенты, изолируя остальные участки, например, при помощи самоуплотняющихся манжет (на фиг. не показаны). Применение управляемых клапанов 18 позволяет производить закачку реагентов избирательно, то есть только в определенную зону. Благодаря предлагаемой конструкции горизонтальной добывающей скважины 12 пласт 1 по всей длине ствола не кольматируется и не происходит снижение проницаемости пород.When the water content of the produced product reaches 75% in the horizontal well of the producing well, water inflow isolation is carried out, for which, with open controlled
Перед закачкой реагентов осуществляют следующие подготовительные мероприятия: определяют дебит жидкости и нефти скважины 12, обводненность продукции, плотность и состав попутно добываемой воды, пластовое, забойное давления. Затем останавливают горизонтальную добывающую скважину 12, поднимают наземное оборудование, определяют приемистость скважины 12 и давление нагнетания.Before the injection of the reagents, the following preparatory measures are carried out: the flow rate of the liquid and oil of the well 12 is determined, the water cut of the product, the density and composition of the produced water, formation, bottomhole pressure. Then the
По окончании проведения водоизоляционных работ управляемые клапаны 18 закрывают, скважину оставляют на реагирование не менее чем на 24 ч. Время выдержки необходимо, поскольку вязкость закачиваемых реагентов повышается постепенно и достигает своего максимального значения через 24 ч. Горизонтальную добывающую скважину 12 промывают от остатков реагентов и пускают в эксплуатацию. Время между окончанием закачки и освоением горизонтальной добывающей скважины 12 должно быть не менее 1 и не более 5 сут.At the end of the waterproofing operations, the controlled
Объем закачки реагентов зависит от приемистости горизонтальной добывающей скважины 12, то есть чем больше приемистость зон трещиноватости или разуплотнения 13, тем больший объем закачиваемых реагентов необходим для проведения водоизоляционных работ.The volume of injection of reagents depends on the injectivity of the horizontal production well 12, that is, the greater the injectivity of the zones of fracturing or
Основной причиной незначительного эффекта или его полного отсутствия от закачки реагентов является их «вымывание» из-за разницы депрессии по стволу горизонтальной добывающей скважины 12. Эффект от применения различных водоизолирующих реагентов в основном кратковременный.The main reason for the insignificant effect or its complete absence from the injection of reagents is their “leaching out” due to the difference in depression along the horizontal well bore 12. The effect of the use of various water-insulating reagents is mainly short-lived.
Применение управляемых клапанов 18 в горизонтальной добывающей скважине 12 позволяет увеличить время эксплуатации скважины 12 в безводном режиме или с низкой долей воды в отбираемой продукции до одного года, а также позволяет повторно закачивать реагенты в зоны трещиноватости или разуплотнения 13. При повторной обработке реагентами зон трещиноватости или разуплотнения 13 его расход определяют с учетом параметров предыдущей закачки и ее эффективности.The use of controlled
В качестве закачиваемых реагентов используют, например, высокопрочные полимерные системы (ВПСД - РД 153-39.0-670-10), синтетическую смолу (КФС - РД 153-39.0-723-11), раствор композиции поверхностно-активных веществ в углеводородном растворителе (СНПХ-9633 - РД 153-39.0-533-07), который при взаимодействии с минерализованной водой способен образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой и блокировать промытые высокопроницаемые зоны 13 и др.As injected reagents use, for example, high-strength polymer systems (VPSD - RD 153-39.0-670-10), synthetic resin (KFS - RD 153-39.0-723-11), a solution of the composition of surface-active substances in a hydrocarbon solvent (SNPCH -9633 - RD 153-39.0-533-07), which, when interacting with mineralized water, is capable of forming viscous stable emulsions with an external hydrocarbon phase and block washed highly
Закачку реагентов производят до повышения давления закачки от начального на 30-50%. Если при закачке реагента давление увеличилось менее чем на 30%, следовательно, в зоне трещиноватости или разуплотнения 13 процесс кольматации прошел в недостаточной степени и существует риск быстрого прорыва воды в горизонтальный ствол добывающей скважины 12. С другой стороны, при закачке реагента давление нагнетания не должно превышать давление раскрытия трещин коллекторов. При возрастании давления нагнетания свыше 50% от начального необходимо перейти на меньшую скорость закачки.The injection of reagents is carried out to increase the injection pressure from the initial by 30-50%. If during injection of the reagent, the pressure increased by less than 30%, therefore, in the fracture or
Таким образом, закачка водоизолирующих вязких, устойчивых к размыванию водой композиций в зону трещиноватости или разуплотнения 13 способствует выравниванию пластового давления в горизонтальном стволе добывающей скважины 12, исключается основная причина «вымывания» экранирующего состава обратно в горизонтальный ствол добывающей скважины 12, происходит равномерное вытеснение нефти из пор коллекторов снизу вверх по разрезу подошвенной водой.Thus, the injection of viscous viscous, water-erosion-resistant compositions into the fracture or
Пример конкретного выполненияConcrete example
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивных залежей башкирского яруса. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1, 2) разбуривают вертикальными скважинами 2-8 (фиг. 1) по сетке 250×250 м. По данным глубокого бурения скважин 2-8 уточнили геологическое строение залежи 1, построили структурную карту по кровле башкирского яруса. По результатам сейсмических исследований методом 3Д определили, что преобладающее направление трещиноватости северо-восточное. По результатам аэрокосмогеологических исследований нанесли на карту нефтенасыщенных толщин уплотненные зоны 9, 10.The implementation of this method will be considered on the example of a site characteristic of massive deposits of the Bashkirian stage. Oil reservoir 1 (Fig. 1, 2) is drilled with vertical wells 2-8 (Fig. 1) along a 250 × 250 m grid. According to the data of deep drilling of wells 2-8, the geological structure of
По результатам интерпретации каротажных диаграмм вертикальных скважин 2-8 установили, что эффективная нефтенасыщенная толщина с (фиг. 2) карбонатных коллекторов нефтяной залежи 1 (фиг. 1, 2) составляет в среднем 25 м, проницаемость в уплотненной зоне 9, 10 (фиг. 1) - 0,060 мкм2, пористость - 11,2%, нефтенасыщенность - 71,0%. Выделили участок залежи 1, размеры которого составили 750×900 м, извлекаемые запасы нефти - 262 тыс т. Дополнительно на участке залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами с (фиг. 2) более 18 м, в уплотненной зоне 10 (фиг. 1), определенной по данным АКГИ, пробурили горизонтальную добывающую скважину 12.According to the results of interpretation of logs of vertical wells 2-8, it was found that the effective oil-saturated thickness c (Fig. 2) of the carbonate reservoirs of oil reservoir 1 (Fig. 1, 2) is on average 25 m, the permeability in the compacted
Горизонтальный ствол скважины 12 длиной 300 м заложили ниже кровли залежи 1 (фиг. 2) на расстоянии 3,0 м. ВНК нефтяной залежи 1 установили на абсолютной отметке минус 543 м. Расстояние от самой низкой точки горизонтального ствола добывающей скважины 12 (фиг. 2) до ВНК составило 11,8 м.A
После бурения горизонтальной добывающей скважины 12 выполнили геофизические исследования скважины 12. По каротажным диаграммам РК (радиоактивный каротаж) определили, что зона трещиноватости или разуплотнения 13, из которой в горизонтальный ствол добывающей скважины 12 может поступать пластовая вода, имеет длину 48 м и расположена в 182 м от начала горизонтального ствола 12. Проницаемость зоны трещиноватости составляет 0,360 мкм2.After drilling a horizontal production well 12, geophysical surveys of well 12 were performed. According to the logs of the Republic of Kazakhstan (radioactive logging), it was determined that the fracture or
Зацементировали обсадную колонну 14 горизонтальной добывающей скважины 12 выше кровли залежи 1. Произвели изоляцию зон трещиноватости или разуплотнения 13 в горизонтальном стволе добывающей скважины 12 установкой пластырей 15 длиной 35 м справа и слева от этих зон 13. Осуществили спуск колонны труб 16 с перфорацией 19 и с пакерами 17 длиной 2,4 м каждый, которые установили напротив пластырей 15, и механически управляемыми с устья горизонтальной добывающей скважины 12 открытыми клапанами 18, размещенными между пакерами 17. Горизонтальную добывающую скважину 12 ввели в эксплуатацию.The
Через два месяца работы горизонтальной добывающей скважины 12 обводненность продукции возросла от 18 до 85%, дебит нефти снизился от 6,5 до 0,6 т/сут. Возникла необходимость закачки реагента с целью изоляции интервалов водопритока в горизонтальный ствол добывающей скважины 12.After two months of operation of the horizontal production well 12, the water cut of the product increased from 18 to 85%, the oil production rate decreased from 6.5 to 0.6 tons / day. There was a need for injection of the reagent in order to isolate the intervals of water inflow into the horizontal well of the producing well 12.
Перед закачкой реагента в горизонтальную добывающую скважину 12 определили плотность попутно - добываемой воды - 1046 кг/м3, пластовое давление - 6,8 МПа, забойное давление - 4,2 МПа, давление насыщения - 1,0 МПа, вязкость нефти - 49,0 мПа·с.Before injection of the reagent into the horizontal production well 12, the density of the produced and produced water was determined to be 1046 kg / m 3 , reservoir pressure - 6.8 MPa, bottomhole pressure - 4.2 MPa, saturation pressure - 1.0 MPa, oil viscosity - 49, 0 MPa · s.
Горизонтальную добывающую скважину 12 заглушили, подняли наземное оборудование. Определили приемистость горизонтальной добывающей скважины 12, которая составила 105 м3/сут, давление нагнетания - 5,4 МПа. После определения приемистости уточнили разовый расход реагента на обработку горизонтальной добывающей скважины 12, он составил 200 м3.Horizontal production well 12 was drowned, ground equipment was lifted. The injectivity of the horizontal production well 12 was determined, which amounted to 105 m 3 / day, and the injection pressure was 5.4 MPa. After determining the injectivity, the one-time reagent consumption for processing the horizontal producing well 12 was specified; it amounted to 200 m 3 .
В качестве закачиваемого реагента использовали углеводородную композицию поверхностно-активных веществ в углеводородном растворителе (реагент - СНПХ-9633).A hydrocarbon composition of surfactants in a hydrocarbon solvent (reagent SNPCH-9633) was used as the injected reagent.
При закачке реагента давление нагнетания возросло на 34% по сравнению с начальным. Реагент продавливался в пласт 1 минерализованной водой, объем которой составил 10,4 м3. После проведения водоизоляционных работ горизонтальную добывающую скважину 12 оставили на реагирование на 24 ч, затем управляемые клапаны 18 закрыли. Время между окончанием закачки и освоением горизонтальной добывающей скважины 12 составило 2 сут. Горизонтальную добывающую скважину 12 промыли от остатков реагента и ввели в эксплуатацию.When the reagent was injected, the discharge pressure increased by 34% compared to the initial one. The reagent was pressed into
После проведения водоизоляционных работ в горизонтальной добывающей скважине 12 получено снижение обводненности добываемой продукции от 85 до 18%, дебит нефти увеличился до 7,2 т/сут. Период работы горизонтальной добывающей скважины 12 с низкой долей обводненности продукции увеличился от 2 мес до закачки реагента до одного года после закачки реагента.After conducting waterproofing works in horizontal production well 12, a decrease in water cut of produced products from 85 to 18% was obtained, oil production rate increased to 7.2 tons / day. The period of operation of horizontal production well 12 with a low proportion of water cut increased from 2 months to the injection of the reagent to one year after injection of the reagent.
В результате проведенных водоизоляционных работ в горизонтальной добывающей скважине 12 на участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1, 2) за год получена дополнительная добыча нефти в количестве 2,24 тыс т по сравнению с аналогичными участками залежи.As a result of the waterproofing works carried out in a horizontal producing well 12 in the area of oil reservoir 1 (Fig. 1, 2), an additional oil production of 2.24 thousand tons was obtained over the year compared with similar sections of the reservoir.
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами позволяет увеличить нефтеотдачу за счет снижения обводненности горизонтальных добывающих скважин в результате формирования прочного изоляционного экрана и увеличения безводного периода работы горизонтальных добывающих скважин, а также позволяет снизить затраты на проведение водоизоляционных работ.The proposed method for the development of oil deposits in fractured reservoirs with oil-water zones allows to increase oil recovery by reducing the water content of horizontal producing wells as a result of the formation of a durable insulating screen and increasing the anhydrous period of horizontal production wells, and also reduces the cost of waterproofing works.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015108404/03A RU2578134C1 (en) | 2015-03-11 | 2015-03-11 | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015108404/03A RU2578134C1 (en) | 2015-03-11 | 2015-03-11 | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2578134C1 true RU2578134C1 (en) | 2016-03-20 |
Family
ID=55648189
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015108404/03A RU2578134C1 (en) | 2015-03-11 | 2015-03-11 | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2578134C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2663529C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals |
| RU2663524C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| CN108979612A (en) * | 2018-08-09 | 2018-12-11 | 西南石油大学 | A kind of densification oil-gas reservoir fracture acidizing complex fracture fluid ability optimization method |
| RU2684262C1 (en) * | 2018-03-30 | 2019-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2690586C1 (en) * | 2018-09-10 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2693055C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2695906C1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact |
| RU2730705C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones |
| RU2739013C1 (en) * | 2019-11-12 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2814676C1 (en) * | 2023-07-25 | 2024-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Oil deposit development method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2111347C1 (en) * | 1997-10-13 | 1998-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method of development of commercial deposit in crystalline basement |
| US6619397B2 (en) * | 1998-11-03 | 2003-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Unconsolidated zonal isolation and control |
| US6622794B2 (en) * | 2001-01-26 | 2003-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Sand screen with active flow control and associated method of use |
| RU94628U1 (en) * | 2009-05-12 | 2010-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR OPERATION OF THE LAYER WITH DIFFERENT PERMEABILITY ZONES |
| RU2459934C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| RU2463443C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
-
2015
- 2015-03-11 RU RU2015108404/03A patent/RU2578134C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2111347C1 (en) * | 1997-10-13 | 1998-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method of development of commercial deposit in crystalline basement |
| US6619397B2 (en) * | 1998-11-03 | 2003-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Unconsolidated zonal isolation and control |
| US6622794B2 (en) * | 2001-01-26 | 2003-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Sand screen with active flow control and associated method of use |
| RU94628U1 (en) * | 2009-05-12 | 2010-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR OPERATION OF THE LAYER WITH DIFFERENT PERMEABILITY ZONES |
| RU2459934C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| RU2463443C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2663529C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals |
| RU2663524C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2684262C1 (en) * | 2018-03-30 | 2019-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2684262C9 (en) * | 2018-03-30 | 2019-11-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
| RU2695906C1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact |
| CN108979612A (en) * | 2018-08-09 | 2018-12-11 | 西南石油大学 | A kind of densification oil-gas reservoir fracture acidizing complex fracture fluid ability optimization method |
| RU2693055C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2690586C1 (en) * | 2018-09-10 | 2019-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2739013C1 (en) * | 2019-11-12 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones |
| RU2730705C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones |
| RU2814676C1 (en) * | 2023-07-25 | 2024-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Oil deposit development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| CN105952427B (en) | A kind of prediction of low-permeability oil deposit water filling induced fractures and evaluation method | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| Yusupova et al. | Technological feature of water shutoff operations | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2630519C1 (en) | Method for well construction in complicated conditions | |
| RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2627336C1 (en) | Method of developing low permeable reservoir by periodic injection of carbon dioxide gas | |
| RU2365735C2 (en) | Opening method of high-pressure stratums, saturated by strong brines | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2732905C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing in horizontal wells | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| Chen | Evaluation of EOR potential by gas and water flooding in shale oil reservoirs | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2509885C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |