RU2626491C1 - Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs - Google Patents
Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2626491C1 RU2626491C1 RU2016118251A RU2016118251A RU2626491C1 RU 2626491 C1 RU2626491 C1 RU 2626491C1 RU 2016118251 A RU2016118251 A RU 2016118251A RU 2016118251 A RU2016118251 A RU 2016118251A RU 2626491 C1 RU2626491 C1 RU 2626491C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- permeability
- reservoir
- reservoirs
- low
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 51
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 50
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 abstract 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 24
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- -1 their concentration Substances 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 239000008215 water for injection Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты.The invention relates to the field of oil field development, and in particular to methods for developing multilayer oil deposits, including hydrodynamically coupled formations.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий добычу нефти через эксплуатационные скважины и закачку вытесняющего агента через нагнетательные с последующей изоляцией обводнившегося пропластка путем попеременной закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, путем повышения осаждения глинистых частиц и обеспечения устойчивости к размыву изолирующего материала. Способ предполагает обработку скважины в несколько этапов, что приводит к временному изоляционному эффекту (RU 1558084, 1996 г.).A known method of developing a heterogeneous oil reservoir, including oil production through production wells and injection of a displacing agent through injection wells, followed by isolation of the flooded layer by alternately injecting an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide and clay slurry, by increasing the deposition of clay particles and providing resistance to erosion of the insulating material. The method involves processing the well in several stages, which leads to a temporary insulating effect (RU 1558084, 1996).
Недостатком указанного способа является необходимость проведения повторных обработок, а также потребность в значительном количестве химических реагентов, необходимых для нагнетания в пласт.The disadvantage of this method is the need for repeated treatments, as well as the need for a significant amount of chemicals needed for injection into the reservoir.
Также известен способ разработки слоисто-неоднородных продуктивных пластов, основанный на оперативном управлении процессами движения контакта «нефть-вода», обеспечивающем уменьшение вероятности прорывов воды по высокопроницаемым пропласткам (RU 2337235, 2008 г.).There is also a known method for developing layered heterogeneous reservoirs based on the operational management of the processes of the oil-water contact, which reduces the likelihood of water breakthroughs in highly permeable layers (RU 2337235, 2008).
Согласно изобретению в слоисто-неоднородных пластах обеспечивается равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта за счет установления отличающихся перепадов давлений для пластов с различной проницаемостью исходя из установленного аналитического соотношения.According to the invention, in uniformly heterogeneous formations, uniform displacement of oil from interlayers of a productive formation is ensured by establishing different pressure drops for formations with different permeabilities based on the established analytical ratio.
Недостатком данного способа является снижение темпов отбора углеводородов в случае значительного отличия проницаемости пластов.The disadvantage of this method is the decrease in the rate of selection of hydrocarbons in the case of a significant difference in the permeability of the formations.
Известен способ разработки многопластовых залежей, заключающийся в бурении по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определении границ зон с различной проницаемостью, установке пакера в скважинах на границе зон, закачке вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добыче продукции пласта из каждой зоны через добывающие скважины (RU 2443855, 2012 г.).A known method of developing multi-layer deposits, which consists in drilling on any of the known grids of vertical, horizontal and deviated wells, determining the boundaries of zones with different permeability, installing a packer in the wells at the boundary of the zones, injecting the displacing fluid into each zone through injection wells and producing reservoir products from each zone through production wells (RU 2443855, 2012).
Известный способ предусматривает определение толщины эффективной нефтенасыщенности для залежи и уплотнение сетки скважин дополнительными скважинами до 1-4 га/скв. Дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, и с меньшим диаметром, чем у остальных скважин. Определяют зоны с различной проницаемостью и в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку. Закачку жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью.The known method involves determining the thickness of the effective oil saturation for the reservoir and compaction of the grid of wells with additional wells up to 1-4 ha / well. Additional wells are drilled obliquely in the length of the deposits, equal to 2-3 thicknesses of effective oil saturation, and with a smaller diameter than other wells. Zones with different permeabilities are determined and acid treatment is carried out in the zone of deposits with lower permeability. Liquid is pumped through injection wells and production is taken through production wells above and below the boundary of zones with different permeabilities.
Недостатком указанного способа является то, что при наличии гидродинамической связи между пластами возникают межпластовые перетоки жидкости в межскважинном пространстве, которые значительно снижают эффективность разработки низкопроницаемого пласта, т.е. приводят к снижению его нефтеотдачи.The disadvantage of this method is that in the presence of a hydrodynamic connection between the layers, interstratal fluid flows occur in the interwell space, which significantly reduce the development efficiency of a low-permeability formation, i.e. lead to a decrease in its oil recovery.
Кроме того, при уплотнении сетки скважин дополнительными скважинами велика вероятность получения продукции с высокой обводненностью из высокопроницаемого пласта.In addition, when compaction of the grid of wells with additional wells, the probability of obtaining products with high water cut from a highly permeable formation is high.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластовой залежи с использованием технологии одновременно-раздельной эксплуатации и спуском двух насосно-компрессорных труб в скважину, включающий разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб, остановку закачки в оба пласта, возобновление закачки в пласт с большей проницаемостью, возобновление закачки в оба пласта (RU 2488687, 2013 г.).Of the known technical solutions, the closest to the proposed technical essence and the achieved result is a method of developing a multilayer reservoir using the technology of simultaneous and separate operation and lowering two tubing into the well, including separating the layers in the well with a packer, pumping fluid into each layer according to its pipe string, stopping injection into both reservoirs, resuming injection into the reservoir with greater permeability, resuming injection into both reservoirs (RU 2488687, 2013).
Недостатком способа является возникновение межпластовых перетоков жидкости в случае наличия гидродинамической связи между пластами при значительном отличии их фильтрационных свойств, что снижает эффективность разработки пласта с худшими фильтрационными свойствами и приводит к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН).The disadvantage of this method is the occurrence of interstratal fluid flows in the case of a hydrodynamic connection between the layers with a significant difference in their filtration properties, which reduces the efficiency of the development of the formation with the worst filtration properties and leads to a decrease in the oil recovery coefficient (CIN).
Задачей настоящего изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти при разработке многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами.The objective of the present invention is to increase the coefficient of oil recovery in the development of multilayer oil deposits with hydrodynamically connected formations.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами разбуривают залежь скважинами, определяют границу пластов с различной проницаемостью, производят установку пакеров на указанной границе и оборудования для одновременно-раздельной закачки жидкости в нагнетательные скважины и одновременно-раздельной добычи из добывающих скважин, затем на основании исследования образцов керна разрабатываемой залежи формируют рабочий агент для заводнения, содержащий взвешенные частицы с концентрацией и размером, обеспечивающими блокирование фильтрационных каналов низкопроницаемого пласта, после чего осуществляют разработку залежи в три этапа, причем на первом этапе производят закачку в оба пласта воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, с одновременным отбором продукции из добывающих скважин и прекращают закачку при достижении значения обводненности продукции более 85%, на втором этапе из добывающих скважин отбор продукции ведут из обоих пластов, в нагнетательных скважинах предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента для заводнения до момента прорыва его к забою добывающих скважин, на третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом.The problem is achieved by the fact that in the method of developing multilayer oil deposits with hydrodynamically connected formations, a deposit is drilled by wells, the boundary of formations with different permeabilities is determined, packers are installed at the specified boundary and equipment for simultaneously and separately injecting liquid into injection wells and simultaneously producing separately from production wells, then, based on the study of core samples of the developed reservoir, a working agent for water flooding is formed, containing weighted particles with a concentration and size that block the filtration channels of the low-permeable formation, after which the reservoir is developed in three stages, and at the first stage, water is injected into both layers, which have undergone field preparation and do not reduce the permeability of the layers, while taking products from production wells and stop the injection when the value of water cut of more than 85% is reached, at the second stage from production wells, production is taken from both reservoirs, to the injection In the first wells, the low-permeable formation is preliminarily isolated by means of simultaneous and separate operation equipment and the working agent is flooded for flooding until it breaks to the bottom of the producing wells; at the third stage, the water that has been field-trained and does not reduce the permeability of the formations is resumed into the low-permeability layer and continue to pump the working agent into a highly permeable formation when implementing a mode of operation that maintains high pressure the permeable layer is higher than in the low permeability.
Достигаемый технический результат заключается в повышении коэффициента охвата пластов заводнением за счет формирования зоны с низкими фильтрационными свойствами на границе между пластами и, как следствие, разделения гидродинамически связанных пластов в межскважинном пространстве.The technical result achieved is to increase the coefficient of reservoir coverage by water flooding due to the formation of a zone with low filtration properties at the boundary between the reservoirs and, as a result, the separation of hydrodynamically connected reservoirs in the interwell space.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Предварительно на основе исследований образцов керна рассматриваемого высокопроницаемого пласта определяют концентрацию и размер частиц, содержащихся в закачиваемой воде, при нагнетании которой происходит постепенное снижение проницаемости данного пласта, при этом даже через значительный период нагнетания не должно происходить полной блокировки фильтрационных каналов высокопроницаемого пласта. Концентрацию и размер взвешенных частиц подбирают таким образом, чтобы фильтрация через образцы керна низкопроницаемого пласта приводила к блокировке поровых каналов. Нагнетаемая вода с подобранными характеристиками (далее рабочий агент) не должна вызывать химических реакций, способных привести к необратимому снижению проницаемости пластов, но при фильтрации из высокопроницаемого пласта должна блокировать поры на границе с низкопроницаемым пластом.Preliminarily, on the basis of studies of core samples of the highly permeable formation under consideration, the concentration and size of particles contained in the injected water is determined, during the injection of which a permeability of the formation gradually decreases, and even after a significant injection period, the filtration channels of the highly permeable formation should not be completely blocked. The concentration and size of the suspended particles is selected so that filtration through core samples of the low permeability formation leads to blocking of the pore channels. The injected water with the selected characteristics (hereinafter referred to as the working agent) should not cause chemical reactions that can lead to irreversible decrease in the permeability of the reservoirs, but when filtering from a highly permeable reservoir, it should block the pores at the boundary with the low permeable reservoir.
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1-3 схематично изображены этапы реализации способа, соответственно первый, второй и третий, на фиг. 4 представлена динамика формирования зоны с низкими фильтрационными характеристиками на границе пластов через а) - 2 мес., б) - 6 мес., в) - 1 год, г) - 2 года, на фиг. 5 приведена зависимость относительного снижения проницаемости от количества прокачанных поровых объемов, где K - текущая проницаемость, K0 - начальная проницаемость.The proposed method is illustrated by drawings, where in FIG. 1-3 schematically depicts the stages of the method, respectively the first, second and third, in FIG. 4 shows the dynamics of the formation of a zone with low filtration characteristics at the boundary of the formations after a) - 2 months, b) - 6 months, c) - 1 year, d) - 2 years, in FIG. Figure 5 shows the dependence of the relative decrease in permeability on the number of pumped pore volumes, where K is the current permeability, K 0 is the initial permeability.
Разработка залежи ведется добывающими 2 и нагнетательными скважинами 1, оснащенными оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации. Определяют границу пластов с различной проницаемостью 4 и 5 и на границе указанных гидродинамически связанных пластов устанавливают пакер 3. На первом этапе реализации способа закачивают воду, прошедшую промысловую подготовку, в оба пласта с содержанием взвешенных частиц таких размеров, которые не снижают фильтрационные свойства пластов, до достижения высокой обводненности продукции скважин - более 85% (фиг. 1). Ограничение по обводненности продукции обусловлено возможными потерями текущей добычи нефти, связанными с созданием дополнительных фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемом пласте и снижением приемистости нагнетательных скважин при закачке рабочего агента. Для конкретных геолого-физических условий пластов значение обводненности продукции обосновывается на основе трехмерного гидродинамического моделирования и зависит от фильтрационно-емкостных свойств и толщин пластов. На втором этапе предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента, что приводит к постепенному снижению его проницаемости и блокированию фильтрационных каналов на границе с низкопроницаемым пластом из-за возникающего перетока из высокопроницаемого в низкопроницаемый пласт (фиг. 2). В результате закачки рабочего агента на границе пластов формируется зона 6 с низкими фильтрационными свойствами, препятствующая межпластовым перетокам. Для широкого спектра геолого-физических условий, рассмотренных на гипотетических трехмерных гидродинамических моделях, состоящих из двух гидродинамически связанных пластов, в том числе соотношение толщин пластов варьировалось в диапазоне от 1 до 2,8, соотношение проницаемостей - от 10 до 50, при расстоянии между скважинами от 400 до 800 метров, достаточный размер зоны формировался до момента прорыва рабочего агента к забоям добывающих скважин (фиг. 2). Второй этап продолжается до момента прорыва рабочего агента к забоям добывающих скважин. Контроль прорыва рабочего агента проводится в результате анализа проб добываемой воды в химической лаборатории по определению содержания механических примесей, их концентрации, состава и размера частиц.The development of the deposit is carried out by producing 2 and
После создания зоны 6 в районе нагнетательной скважины для одновременной выработки запасов низкопроницаемого пласта требуется закачка воды в низкопроницаемый пласт.After the creation of
На третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку, не снижающей значения фильтрационных свойств пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом (фиг. 3). В процессе реализации третьего этапа продолжает формироваться зона 6 с низкими фильтрационными свойствами, препятствующая межпластовым перетокам.At the third stage, the injection of field-produced water, which does not reduce the filtering properties of the reservoirs, into the low-permeability reservoir is resumed and the working agent is continued to be injected into the highly-permeable reservoir when the operating mode is implemented, which ensures that the pressure in the high-permeable reservoir is higher than in the low-permeable reservoir (Fig. 3) . In the process of implementing the third stage,
При снижении межремонтного периода работы добывающих скважин, вызванного воздействием взвешенных частиц на внутрискважинное оборудование, переходят на закачку воды, не снижающей фильтрационные свойства пластов, в оба пласта.With a decrease in the overhaul period of production wells caused by the action of suspended particles on downhole equipment, they switch to the injection of water, which does not reduce the filtration properties of the layers, in both layers.
Таким образом, блокирование фильтрационных каналов на границе пластов приводит к увеличению охвата низкопроницаемого пласта воздействием за счет вовлечения ранее не дренируемых участков залежи. При этом снижение проницаемости высокопроницаемого пласта и поддержание более высокого давления в высокопроницаемом пласте, чем в низкопроницаемом, позволяют обеспечить устойчивость созданной низкопроницаемой зоны на границе между пластами при возобновлении нагнетания в оба пласта.Thus, blocking the filtration channels at the boundary of the reservoirs leads to an increase in the coverage of the low-permeability reservoir due to the involvement of previously non-drained sections of the reservoir. At the same time, reducing the permeability of the high-permeability formation and maintaining a higher pressure in the high-permeability formation than in the low-permeability one, allows to ensure the stability of the created low-permeability zone at the boundary between the layers when resuming injection into both layers.
В качестве примера рассмотрим результаты расчетов технологических показателей разработки на гипотетической модели многопластовой залежи, сложенной двумя гидродинамически связанными пластами, с учетом лабораторных экспериментов по фильтрации воды с содержанием взвешенных частиц.As an example, we consider the results of calculations of technological development indicators on a hypothetical model of a multilayer reservoir, folded by two hydrodynamically connected layers, taking into account laboratory experiments on filtering water with suspended particles.
В лабораторных условиях способ отрабатывался на образцах керна различной проницаемости. В ходе эксперимента через каждый образец фильтровалась вода с содержанием взвешенных механических частиц, полученных в результате измельчения горной породы. Основные параметры эксперимента для трех образцов приведены в таблице 1.In laboratory conditions, the method was tested on core samples of various permeabilities. During the experiment, water was filtered through each sample with the content of suspended mechanical particles obtained by grinding the rock. The main experimental parameters for the three samples are shown in table 1.
Моделирование предлагаемого способа разработки проводилось на трехмерной гидродинамической модели элемента симметрии пятиточечной системы размещения скважин с учетом результатов лабораторных исследований керна.Modeling of the proposed development method was carried out on a three-dimensional hydrodynamic model of the symmetry element of a five-point well placement system, taking into account the results of laboratory core studies.
Модель включала два гидродинамически связанных пласта с проницаемостями в горизонтальном направлении 500 мД и 10 мД, проницаемость в вертикальном направлении принималась равной горизонтальной, умноженной на 0.1. Размерность модели 35×35×23, при этом размеры ячеек в направлениях X и Y составляли 10 м, в направлении Z - 1 м. Толщина высокопроницаемого пласта - 5 м, низкопроницаемого пласта - 18 м. В расчетах принято допущение об однородном распределении фильтрационно-емкостных свойств.The model included two hydrodynamically connected formations with permeabilities in the horizontal direction of 500 mD and 10 mD, the permeability in the vertical direction was assumed to be horizontal, multiplied by 0.1. The dimension of the model is 35 × 35 × 23, while the cell sizes in the X and Y directions were 10 m, in the Z direction - 1 m. The thickness of the high-permeability layer is 5 m, the low-permeability layer is 18 m. In the calculations, the assumption is made that the distribution capacitive properties.
В расчетах рассматривался 25-летний период разработки залежи. Для моделирования технологии одновременно-раздельной эксплуатации задавались две скважины в ячейках с одинаковыми координатами X и Y, каждая из которых вскрывает только один из пластов. В качестве ограничений для добывающих скважин были заданы уровни отбора жидкости (ограничение по забойному давлению задавалось равным давлению насыщения), нагнетательные скважины обеспечивали 100% компенсацию отборов жидкости.In the calculations, a 25-year development period of the reservoir was considered. To simulate the technology of simultaneous-separate operation, two wells were set in cells with the same coordinates X and Y, each of which reveals only one of the layers. Liquid production levels were set as restrictions for production wells (the bottomhole pressure limit was set equal to the saturation pressure), injection wells provided 100% compensation for liquid withdrawals.
На первом этапе моделировалась закачка воды в оба пласта до достижения значения обводненности добываемой продукции 85%. На втором этапе прекращалось нагнетание воды в низкопроницаемый пласт и начиналась закачка рабочего агента в высокопроницаемый пласт. Моделирование снижения фильтрационных свойств основано на результатах фактических лабораторных исследований керна и реализовывалось следующим образом: на каждом расчетном шаге, равном одному дню, фиксировались объемы рабочего агента, прокачанные через ячейки высокопроницаемого пласта и верхнего слоя низкопроницаемого пласта, и проницаемость корректировалась в соответствии с лабораторными зависимостями (фиг. 5). После прорыва рабочего агента к забоям добывающих скважин в нагнетание вновь была запущена скважина, вскрывающая низкопроницаемый пласт, и продолжена закачка рабочего агента в высокопроницаемый пласт. На третьем этапе забойные давления добывающих и нагнетательных скважин, вскрывающих высокопроницаемый пласт, превышали соответствующие значения для низкопроницаемого пласта на 5%, что обеспечило отсутствие перетоков жидкости из высокопроницаемого в низкопроницаемый пласт. По результатам расчетов увеличение КИН за 25-летний период составило 7%.At the first stage, water injection into both reservoirs was simulated until the water cut of produced products reached 85%. At the second stage, the injection of water into the low permeability formation was stopped and the injection of the working agent into the high permeability formation began. The simulation of the decrease in filtration properties is based on the results of actual laboratory core studies and was implemented as follows: at each calculation step, equal to one day, the volumes of the working agent pumped through the cells of the high-permeability layer and the upper layer of the low-permeability layer were recorded, and the permeability was adjusted in accordance with laboratory dependences ( Fig. 5). After the breakthrough of the working agent to the bottom of the producing wells for injection, the well was again launched, opening the low-permeability layer, and the injection of the working agent into the high-permeable layer was continued. At the third stage, the bottomhole pressures of production and injection wells that open the highly permeable formation exceeded the corresponding values for the low permeability formation by 5%, which ensured the absence of fluid flows from the high permeability to low permeability formation. According to the calculation results, the increase in the recovery factor over a 25-year period amounted to 7%.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу гидродинамически связанных нефтенасыщенных пластов со значительно отличающимися фильтрационными свойствами, сократить затраты на подготовку и очистку воды для нагнетания, а также не имеет ограничений в применении при повышенных температурах и давлениях. Способ применим как в терригенных, так и в карбонатных пластах, в том числе с большим содержанием глин.Thus, the proposed method allows to increase oil recovery of hydrodynamically associated oil-saturated formations with significantly different filtration properties, reduce the cost of preparation and purification of water for injection, and also has no restrictions on use at elevated temperatures and pressures. The method is applicable both in terrigenous and in carbonate formations, including those with a high clay content.
Способ может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей, содержащих гидродинамически связанные пласты, значительно отличающиеся по фильтрационным свойствам, где реализуется система поддержания пластового давления методом заводнения.The method can find application in the development of multilayer oil reservoirs containing hydrodynamically coupled reservoirs, significantly different in filtration properties, where a system for maintaining reservoir pressure by the water flooding method is implemented.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016118251A RU2626491C1 (en) | 2016-05-11 | 2016-05-11 | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016118251A RU2626491C1 (en) | 2016-05-11 | 2016-05-11 | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2626491C1 true RU2626491C1 (en) | 2017-07-28 |
Family
ID=59632326
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016118251A RU2626491C1 (en) | 2016-05-11 | 2016-05-11 | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2626491C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427374A (en) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Well group cooperative water control method for solution reservoir |
| RU2814233C1 (en) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for development of section of multilayer oil deposit |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5458199A (en) * | 1992-08-28 | 1995-10-17 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
| RU2337235C1 (en) * | 2007-01-09 | 2008-10-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дагестанский Государственный Технический Университет" (Дгту) | Method of oil-pool development |
| RU2443855C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity |
| RU2488687C1 (en) * | 2012-02-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of simultaneous and separate operation of injection well |
| RU2513955C1 (en) * | 2012-11-12 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development of stratified oil deposits |
| RU2569101C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of decrease of water inflow to horizontal wells |
-
2016
- 2016-05-11 RU RU2016118251A patent/RU2626491C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5458199A (en) * | 1992-08-28 | 1995-10-17 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
| RU2337235C1 (en) * | 2007-01-09 | 2008-10-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дагестанский Государственный Технический Университет" (Дгту) | Method of oil-pool development |
| RU2443855C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity |
| RU2488687C1 (en) * | 2012-02-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of simultaneous and separate operation of injection well |
| RU2513955C1 (en) * | 2012-11-12 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development of stratified oil deposits |
| RU2569101C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of decrease of water inflow to horizontal wells |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427374A (en) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Well group cooperative water control method for solution reservoir |
| RU2814233C1 (en) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for development of section of multilayer oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Liu et al. | Application and development of chemical-based conformance control treatments in china oil fields | |
| Sharma et al. | The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test | |
| CN108060915B (en) | Completion structure capable of improving dewatering and oil increasing capacity | |
| CN111222252A (en) | Method and system for predicting oil-water two-phase post-pressure productivity of low-saturation oil reservoir | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| CN108661613A (en) | A kind of augmented injection method of waterflooding reservoir | |
| Callegaro et al. | Design and implementation of low salinity waterflood in a north African brown field | |
| Ran | Advanced water injection for low permeability reservoirs: theory and practice | |
| RU2626491C1 (en) | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs | |
| RU2513955C1 (en) | Method for development of stratified oil deposits | |
| Pursley et al. | Borregos field surfactant pilot test | |
| RU2204703C2 (en) | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type | |
| Ahmed et al. | Experimental investigation and numerical simulation of relative permeability modifiers during water shut-off | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| Hao et al. | Using a well-to-well interplay during the CO2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in an inclined oil reservoir: Experiments, simulations, and pilot tests | |
| Tipura et al. | Increasing oil recovery on the grane field with challenging PWRI | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| Demidov et al. | Justifying method of enhancing oil recovery of multizone reservoirs including hydrodynamic con nected reservoirs | |
| Elmasry et al. | Road map for application of low salinity waterflooding techniques in Belayim field | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| Chen et al. | Pore-Scale Transport Dynamic Behavior of Microspheres and Their Mechanisms for Enhanced Oil Recovery | |
| SU1645477A1 (en) | Method of insulation of foot waters in oil wells | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| Liu et al. | Visualisation and investigation of water retention in tight oil reservoir via real sandstone micro-models |