RU2657589C1 - Method for developing the oil deposit - Google Patents
Method for developing the oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2657589C1 RU2657589C1 RU2017114833A RU2017114833A RU2657589C1 RU 2657589 C1 RU2657589 C1 RU 2657589C1 RU 2017114833 A RU2017114833 A RU 2017114833A RU 2017114833 A RU2017114833 A RU 2017114833A RU 2657589 C1 RU2657589 C1 RU 2657589C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- production
- wells
- working agent
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 56
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 56
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 43
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 37
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000013598 vector Substances 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
-
- 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)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods of enhanced production for producing hydrocarbons by water displacement.
Известен способ разработки нефтяных месторождений (патент RU №2130116, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №13 от 10.05.1999), включающий разбуривание месторождения, закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор нефти, воды и газа из добывающих скважин, деление рядов нагнетательных и добывающих скважин на участки для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов и перемену направления фильтрационных потоков, причем ряды нагнетательных и добывающих скважин делят на участки так, что все скважины одного участка нагнетательного ряда работают с максимальным объемом закачки, все скважины соседних участков этого ряда работают с минимальным объемом закачки, участку нагнетательного ряда с максимальным объемом закачки соответствует участок добывающего ряда с минимальным отбором жидкости из скважины, в следующий полупериод цикла режима работы участков нагнетательного и добывающего рядов изменяют на противоположные, после чего участки месторождения разбивают рядами нагнетательных скважин на замкнутые блоки и в каждом из блоков обеспечивают круговое или близкое к нему перемещение векторов фильтрационных потоков сначала в одном направлении, а потом в другом.A known method of developing oil fields (patent RU No. 2130116, ЕВВ 43/20, publ. Bull. No. 13 of 05/10/1999), including drilling a field, injecting agents into injection wells and taking oil, water and gas from production wells, dividing the rows injection and production wells into sections for organizing the process of changing the direction of the filtration flows of injected agents and changing the direction of filtration flows, and the rows of injection and production wells are divided into sections so that all the wells of one injection section The production line works with the maximum injection volume, all the wells of neighboring sections of this series operate with the minimum injection volume, the injection section with the maximum injection volume corresponds to the production row section with the minimum liquid withdrawal from the well, in the next half cycle of the operating mode of the injection and production sections, change on the opposite, after which the sections of the field are divided by rows of injection wells into closed blocks and in each of the blocks provide a circular or Lizka thereto displacement vectors filtration flows first in one direction and then in the other.
Недостатками данного способа являются сложность и низкая эффективность, связанная с тем, что происходит постоянное изменение направления фильтрационных потоков как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, а также не учитывается степень обводненности добывающих скважин, так как в блоках происходит неравномерное движение фильтрационных потоков от нагнетательных рядов к добывающим скважинам.The disadvantages of this method are the complexity and low efficiency associated with the fact that there is a constant change in the direction of the filtration flows in both injection and production wells, and the degree of watering of the production wells is not taken into account, since the blocks of the filtration flows from the injection flow unevenly rows to production wells.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин (патент RU №2465445, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2012), включающий закачку рабочего агента через горизонтальные скважины, размещенные на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины, и отбор нефти через вертикальные добывающие скважины, при этом закачку рабочего агента в горизонтальные нагнетательные скважины ведут с падающим объемом закачки, при этом периодически резко увеличивают объем закачки перед каждым периодом закачки, периодичность резкого увеличения объема и продолжительности периода падающей закачки определяют опытным путем для различных коллекторов по характеру роста обводненности добываемой продукции, причем по мере обводненности вертикальных добывающих скважин выше экономически рентабельной величины разработки нефтяной залежи из них пробуривают дополнительно наклонные стволы перпендикулярно ближайшей нагнетательной горизонтальной скважине и пускают их под нагнетание рабочего агента с сохранением цикличности режима нагнетания.The closest in technical essence is the method of developing an oil reservoir using horizontal injection wells (patent RU No. 2465445, ЕВВ 43/20, publ. Bull. No. 30 dated 10.27.2012), including the injection of a working agent through horizontal wells located on the development site crosswise with mutually perpendicular arrangement of horizontal wells in a cyclic mode with alternating injection of the working agent into mutually perpendicular horizontal wells, and oil extraction through vertical production wells while the injection of the working agent into horizontal injection wells is carried out with a falling injection volume, while the injection volume is periodically sharply increased before each injection period, the frequency of a sharp increase in the volume and duration of the falling injection period is determined empirically for various reservoirs by the nature of the increase in water cut of the produced products, moreover, as the water cut of vertical producing wells is higher than the economically viable amount of development of an oil deposit, they are drilled Modes inclined trunks perpendicular nearest horizontal injection well and let them by injecting working fluid retaining cyclic injection mode.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность способа из-за неравномерной закачки воды в нагнетательные горизонтальные скважины, связанной с неоднородностью коллектора, что соответственно приводит к неравномерному движению фильтрационных потоков от нагнетательных горизонтальных скважин к добывающим. В результате часть запасов нефтяной залежи остаются неохваченными воздействием рабочего агента, при этом оставшиеся запасы нефти в залежи не вырабатываются, что приводит к низкому значению коэффициента извлечения нефти (КИН).The disadvantage of this method is the lack of efficiency of the method due to the uneven injection of water into the injection horizontal wells, associated with heterogeneity of the reservoir, which accordingly leads to an uneven movement of the filtration flows from the horizontal injection wells to production wells. As a result, part of the oil reserves remain unreached by the action of the working agent, while the remaining oil reserves in the deposits are not produced, which leads to a low oil recovery ratio (CIF).
Технической задачей является повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов за счет выравнивания фронта заводнения, что приводит к увеличению охвата продуктивных пластов при вытеснении нефти водой.The technical task is to increase oil production and oil recovery by leveling the water flooding front, which leads to increased coverage of productive formations during oil displacement by water.
Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин.The technical problem is solved by the method of developing an oil deposit, including the construction of production and injection wells according to any of the known grids, the cyclic injection of the working agent through injection wells and the selection of products through production wells, and the working agent is injected into injection wells with a frequency and duration depending on the water cut production from producing wells.
Новым является то, что предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%, а начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности, после увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют.New is that they preliminarily determine the initial water saturation of products in production wells, the working agent is injected at a constant flow rate and is stopped when the water cut in production wells increases to 50% of the initial water saturation, but not more than 90%, and the working agent is injected after reduction the water content of the product is up to 10% higher than the initial water saturation, after increasing the stopping time for the injection of the working agent to three months, the average water content of the products in the producing wells is determined zhinah, which was taken as the initial water saturation, and continue pumping cycles of working agent on the same principle, but starting from the new initial water saturation values, which are periodically changed.
Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).The method is carried out in the following sequence (for example, a specific implementation).
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 мкм, средняя нефтенасыщенность - 63%, начальная водонасыщенность - 20%, вязкость нефти в пластовых условиях - 31,0 мПа⋅с, плотность нефти - 0,951 т/м3. Залежь массивная.An oil reservoir is being developed in the carbonate sediments of the Bashkirian stage with the following characteristics: depth - 1022 m, reservoir temperature - 21 ° C, reservoir pressure - 11.0 MPa, average porosity - 13%, average permeability - 0.0366 microns, average oil saturation - 63 %, initial water saturation - 20%, oil viscosity in reservoir conditions - 31.0 mPa⋅s, oil density - 0.951 t / m 3 . The deposit is massive.
Залежь разрабатывают циклическим заводнением, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.The deposit is developed by cyclic water flooding, and the working agent is injected into injection wells with a frequency and duration depending on the water cut of production from production wells. The working agent is pumped - produced water through injection wells, and reservoir products are taken through production wells.
В процессе разработки предварительно определяют величину начальной водонасыщенности продукции в добывающих скважинах, равную 20%. Производят закачку рабочего агента с постоянным расходом и останавливают закачку при средней обводненности в добывающих скважинах на 50% от начальной водонасыщенности (для данной залежи это составляет 30%), после чего закачку рабочего агента останавливают. При достижении средней обводненности продукции на 10% выше начальной водонасыщенности (для данной залежи это составляет 22%), начинают закачивать рабочий агент в нагнетательные скважины до достижения обводненности продукции 30%. Далее циклы повторяют.In the development process, the initial water saturation of products in production wells is preliminarily determined equal to 20%. The working agent is injected at a constant flow rate and the injection is stopped at an average water cut in producing wells of 50% of the initial water saturation (for this deposit, this is 30%), after which the working agent is stopped. When the average water cut of the product is 10% higher than the initial water saturation (for this deposit it is 22%), the working agent begins to be pumped into injection wells until the water cut of 30% is reached. Next, the cycles are repeated.
Если в течение трех месяцев простоя нагнетания рабочего агента средняя обводненность продукции в добывающих скважинах не будет составлять на 10% выше начальной водонасыщенности (обводненность выше 22%), то за начальную водонасыщенность принимают среднюю обводненность, до которой она снизилась после трех месяцев простоя. После 18 мес. эксплуатации остановили закачку рабочего агента на 3 мес. (21 мес.), после чего средняя обводненность продукции составила 24%, которую принимают за начальную водонасыщеннность. Закачивают рабочий агент до обводненной продукции 36%, а начинают закачивать рабочий агент при обводненности 26,5%. После 3 лет эксплуатации за начальную водонасыщенность приняли 28%. Закачивают рабочий агент до остановки при обводненности продукции 42%, а возобновляют закачку при обводненности приблизительно 33%. Далее циклическую закачку осуществляли аналогично.If during three months of idle injection of the working agent, the average water cut of production in producing wells will not be 10% higher than the initial water saturation (water cut above 22%), then the average water cut is taken as the initial water saturation, to which it decreased after three months of downtime. After 18 months operation stopped the injection of the working agent for 3 months. (21 months), after which the average water cut of the product was 24%, which is taken as the initial water saturation. The working agent is pumped up to 36% water-cut production, and the working agent is pumped at 26.5% water cut. After 3 years of operation, 28% was taken as the initial water saturation. The working agent is pumped to a stop at a water cut of 42%, and pumping is resumed at a water cut of approximately 33%. Next, cyclic injection was carried out similarly.
При достижении начальной водонасыщенности 62% закачку рабочего агента продолжают до обводненности продукции не более 90%, а начинают закачку рабочего агента при обводненности приблизительно 68%. Далее циклическую закачку осуществляли аналогично до достижения начальной водонасыщенности более 85%, после чего скважины с обводненностью более 90% переводят под нагнетание рабочего агента.When the initial water saturation of 62% is reached, the injection of the working agent is continued until the water cut of the product is not more than 90%, and the injection of the working agent is started at a water cut of approximately 68%. Next, cyclic injection was carried out similarly until the initial water saturation of more than 85% was reached, after which wells with a water cut of more than 90% were transferred to inject the working agent.
При таком способе эксплуатации увеличивается время работы добывающих скважин до их перевода в нагнетательные примерно на 10%, более равномерно распределяется фронт вытеснения и увеличивается КИН до 3%, т.е. более полно вырабатываются запасы нефти по сравнению с наиболее близким аналогом.With this method of operation, the operating time of production wells increases before they are transferred to injection wells by about 10%, the displacement front is more evenly distributed and the oil recovery factor increases to 3%, i.e. more fully developed oil reserves in comparison with the closest analogue.
Использование предлагаемого способа разработки нефтяной залежи позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.Using the proposed method for the development of oil deposits allows you to increase oil production, to fully develop oil reserves and increase oil recovery factor, to prevent premature flooding of produced products.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017114833A RU2657589C1 (en) | 2017-04-26 | 2017-04-26 | Method for developing the oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017114833A RU2657589C1 (en) | 2017-04-26 | 2017-04-26 | Method for developing the oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2657589C1 true RU2657589C1 (en) | 2018-06-14 |
Family
ID=62620308
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017114833A RU2657589C1 (en) | 2017-04-26 | 2017-04-26 | Method for developing the oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2657589C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755114C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-09-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Layered oil reservoir development method |
| 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 (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4601337A (en) * | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
| RU2047750C1 (en) * | 1994-05-30 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| RU2189438C1 (en) * | 2001-02-05 | 2002-09-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Method of oil field development |
| RU2328593C1 (en) * | 2006-09-19 | 2008-07-10 | Хасан Цицоевич Мусаев | Process of oil recovery intensification at wells with waterflooded collector |
-
2017
- 2017-04-26 RU RU2017114833A patent/RU2657589C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4601337A (en) * | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
| RU2047750C1 (en) * | 1994-05-30 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| RU2189438C1 (en) * | 2001-02-05 | 2002-09-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Method of oil field development |
| RU2328593C1 (en) * | 2006-09-19 | 2008-07-10 | Хасан Цицоевич Мусаев | Process of oil recovery intensification at wells with waterflooded collector |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| СУРГУЧЕВ М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985 г., с.143-153. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755114C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-09-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Layered oil reservoir development method |
| 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 |
|---|---|---|
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2012129363A (en) | MULTI-STAGE SOLVENT EXTRACTION METHOD FOR HEAVY OIL DEPOSITS | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2351752C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs | |
| RU2012142692A (en) | METHOD FOR DEVELOPING OIL DEPOSITS IN BAZHENOVSKAYA SEDIMENTS | |
| RU2657589C1 (en) | Method for developing the oil deposit | |
| RU2474676C1 (en) | Multiformation oil deposit development method | |
| RU2465445C2 (en) | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2012114259A (en) | METHOD FOR INCREASING OIL, GAS CONDENSATES AND GAS PRODUCTION FROM DEPOSITS AND ENSURING UNINTERRUPTED OPERATION OF PRODUCING AND EXPRESSIVE WELLS | |
| RU2750458C1 (en) | Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection | |
| RU2558546C1 (en) | Multilayer oil deposit development method | |
| RU2599155C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector | |
| RU2339802C1 (en) | Cyclic method for oil deposit development | |
| RU2527432C1 (en) | Method of oil deposit development by water and gas injection | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2663530C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2418155C1 (en) | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2630318C1 (en) | Development method of tight oil reservoirs by cyclic pumping of carbon dioxide | |
| RU2676344C1 (en) | Method for waterflooding producing reservoirs of mature oil and gas pools | |
| RU2819856C1 (en) | Oil field development method |