RU2652243C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2652243C1 RU2652243C1 RU2017114874A RU2017114874A RU2652243C1 RU 2652243 C1 RU2652243 C1 RU 2652243C1 RU 2017114874 A RU2017114874 A RU 2017114874A RU 2017114874 A RU2017114874 A RU 2017114874A RU 2652243 C1 RU2652243 C1 RU 2652243C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- oil
- production
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 43
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 14
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 230000002028 premature Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000002354 daily effect Effects 0.000 description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
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
- E21B43/16—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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пластов. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням. Изначально определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении. Затем закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды. Закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя. На время нагнетания в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, снижают добычу на 70% и более вплоть до полной остановки. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти и предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции. 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2047750, E21B 43/20, опубл. в Бюл. №31 от 10.11.1995), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины, причем из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью добываемой продукции, к второй - добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей - добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут, первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции, вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы, в соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности, после чего добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес, при этом зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес, при остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа, а при эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения.
Недостатками данного способа являются сложность реализации и уменьшение объемов добычи нефти из-за больших временных простоев.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2481465, E21B 43/16, опубл. в Бюл. №13 от 10.05.2013), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 сут, из которых в течение 5 сут каждые сутки в течение не более 8 ч выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 сут производят закачку рабочего агента без прекращения закачки, при этом в добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными нагнетательными скважинами, для обеспечения циклического режима работы нагнетательных скважин устанавливают режимы отбора нефти, пропорциональные закачке рабочего агента минус потери на компенсацию, или переводят добывающие скважины в периодический режим работы.
Недостатком данного способа является снижение коэффициента извлечения нефти (КИН) из-за того, что закачка и отбор продукции проводятся без учета свойств пласта.
Техническими задачами являются обеспечение оптимального режима закачки и отбора, повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов.
Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням.
Новым является то, что определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении, закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды, причем закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя, при этом в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, на время нагнетания снижают добычу на 70% и более, вплоть до полной остановки.
Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).
Разрабатывают нефтяную залежь в карбонатных отложениях башкирского яруса со следующими характеристиками: глубина - 1022 м, пластовая температура - 21°C, пластовое давление - 11,0 МПа, средняя пористость - 13%, средняя проницаемость - 0,0366 мкм2, средняя нефтенасыщенность - 63%, начальная водонасыщенность - 20%, вязкость нефти в пластовых условиях - 31,0 мПа⋅с, плотность нефти - 0,951 т/м3. Залежь массивная.
Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.
Определяют по промысловым фактическим данным средний суточный объем закачиваемой воды 440 м3/сут на залежи при стационарном заводнении, давление гидроразрыва пласта, равное 21 МПа в карбонатных коллекторах башкирского яруса. Заводнение проводят циклическим (нестационарным) методом. Воду закачивают в нагнетательные скважины с давлением, поддерживаемым в диапазоне 17,8-18,9 МПа (на 10-15% меньше давления гидроразрыва пласта), и в объеме 1320 м3/сут. Цикл закачки составляет один день нагнетания, после чего следуют 3 дня простоя. В добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, на время нагнетания снижают суммарную добычу от 415 т/сут до 124,5 т/сут. Останавливают добывающие скважины с наибольшим дебитом, а в скважинах с минимальным дебитом на 70% снижают добычу. В остальных добывающих скважинах добычу ведут в диапазоне снижения от 70% до полной остановки обратно пропорционально дебиту. Такой режим отбора при нагнетании рабочего агента позволяет выравнивать фронт вытеснения и вовлекать в работу малопроницаемые зоны залежи. При этом исключение из добычи высокодебитных скважин при нагнетании рабочего агента не позволяет образоваться в них водному конусу (интенсивному подсасыванию подошвенной воды из залежи), уменьшает количество добываемой попутной воды примерно на 8% и увеличивает время эксплуатации скважин. Все это в совокупности привело к увеличению КИН по сравнению с аналогичными участками от 0,308 до 0,321 и снижению затрат на единицу добываемой нефти.
Использование предлагаемого способа разработки нефтяной залежи позволяет увеличить добычу нефти, увеличить КИН примерно на 4%, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции, снизить затраты на добычу нефти
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням, отличающийся тем, что определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении, закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды, причем закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя, при этом в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, на время нагнетания снижают добычу на 70% и более вплоть до полной остановки.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017114874A RU2652243C1 (ru) | 2017-04-26 | 2017-04-26 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017114874A RU2652243C1 (ru) | 2017-04-26 | 2017-04-26 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2652243C1 true RU2652243C1 (ru) | 2018-04-25 |
Family
ID=62045761
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017114874A RU2652243C1 (ru) | 2017-04-26 | 2017-04-26 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2652243C1 (ru) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2047750C1 (ru) * | 1994-05-30 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2231631C1 (ru) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2421607C1 (ru) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2481465C1 (ru) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
CN103790561A (zh) * | 2012-11-02 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 薄层稠油油藏多轮次吞吐后期开采方法 |
-
2017
- 2017-04-26 RU RU2017114874A patent/RU2652243C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2047750C1 (ru) * | 1994-05-30 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2231631C1 (ru) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2421607C1 (ru) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2481465C1 (ru) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
CN103790561A (zh) * | 2012-11-02 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 薄层稠油油藏多轮次吞吐后期开采方法 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
СУРГУЧЕВ М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с. 144-154. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8607869B2 (en) | Linear pressure reducer for regulating injection pressure in an enhanced oil recovery system | |
RU2417306C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
CN111927423B (zh) | 一种页岩加砂压裂停泵压裂转向方法 | |
RU2433250C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости | |
NO20141023A1 (no) | Forbedret gassløftsystem for oljeproduksjon | |
RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
RU2652243C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2627336C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа | |
RU2666845C1 (ru) | Способ осуществления импульсного гидроразрыва | |
RU2553129C1 (ru) | Способ депарафинизации скважины | |
RU2716759C1 (ru) | Способ нестационарной разработки низкопроницаемых коллекторов | |
RU2481465C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2579093C1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта | |
RU2657589C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
RU2394980C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2679779C1 (ru) | Способ очистки фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением | |
RU2381354C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами | |
RU2551580C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2819856C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
RU2481467C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2603866C1 (ru) | Способ удаления отложений из скважины, снабженной штанговым глубинным насосом | |
RU2487233C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |