RU2696688C1 - Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения - Google Patents
Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2696688C1 RU2696688C1 RU2018127580A RU2018127580A RU2696688C1 RU 2696688 C1 RU2696688 C1 RU 2696688C1 RU 2018127580 A RU2018127580 A RU 2018127580A RU 2018127580 A RU2018127580 A RU 2018127580A RU 2696688 C1 RU2696688 C1 RU 2696688C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- production
- pressure
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 53
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 53
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution 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
- 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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке небольших залежей нефти пластового или массивного типа, тупиковых зон и линз. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи. Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, согласно которому залежь разрабатывают заводнением в режиме снижения пластового давления с неполной компенсацией отбора жидкости закачкой воды в пределах от 80 до 110% в разные месяцы, на нагнетательной скважине проводят кислотную обработку, увеличивают приемистость скважины, увеличивают компенсацию отбора жидкости закачкой до 300% и эксплуатируют скважину, при повышении пластового давления выше гидростатического и переходе добывающей скважины в режим фонтанирования продолжают эксплуатацию штангового насоса, по истечении двух месяцев фонтанирования закачку в нагнетательную скважину прекращают, эксплуатируют добывающую скважину до снижения пластового давления до 0,6 от начального и забойного давления до уровня давления насыщения, возобновляют закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с увеличением продолжительности периода работы нагнетательной скважины на 2 месяца, производят контрольный отбор проб продукции и при увеличении обводненности продукции добывающей скважины более чем на 10 процентных пунктов закачку останавливают и следующий период нахождения нагнетательной скважины под закачкой сокращают.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке небольших залежей нефти пластового или массивного типа, тупиковых зон и линз.
Известен способ разработки мелких нефтяных линз, вскрытых одиночной скважиной, согласно которому производят чередование отбора пластовой жидкости и закачку вытесняющего агента. Закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной. Отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального. При этом периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального. Периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения. При этом начальный этап разработки считается завершенным при снижении первоначального дебита нефти во втором и последующих циклах отбора до 30-60% от первоначального дебита нефти в первом цикле (Патент РФ №2520997, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.06.2014).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, в котором проводят бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 метров внутрь залежи от указанных линий в плане. Забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м. Горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин. Отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. При снижении пластового давления ниже значений 80% от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 90% переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов (Патент РФ №2447271, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.04.2012 - прототип).
Общим недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается способом разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, согласно которому залежь разрабатывают заводнением в режиме снижения пластового давления с неполной компенсацией отбора жидкости закачкой воды в пределах от 80% до 110% в разные месяцы, на нагнетательной скважине проводят кислотную обработку, увеличивают приемистость скважины, увеличивают компенсацию отбора жидкости закачкой до 300% и эксплуатируют в течение 4-6 месяцев, при повышении пластового давления выше гидростатического и переходе добывающей скважины в режим фонтанирования продолжают эксплуатацию штангового насоса, по истечению двух месяцев фонтанирования с дебитом от 2 до 8 раз больше первоначального закачку в нагнетательную скважину прекращают, эксплуатируют добывающую скважину до снижения пластового давления до 0,6 от начального и забойного давления до уровня давления насыщения, возобновляют закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с увеличением продолжительности периода работы нагнетательной скважины на 2 месяца, производят контрольный отбор проб продукции и при увеличении обводненности продукции добывающей скважины более, чем на 10 процентных пунктов закачку останавливают раньше и следующий период нахождения нагнетательной скважины под закачкой сокращают.
Сущность изобретения
При разработке мелких залежей нефти и нефтяных линз нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
Залежь разрабатывают заводнением в режиме снижения пластового давления с неполной компенсацией отбора жидкости закачкой воды в пределах от 80% до 110% в разные месяцы. На нагнетательной скважине проводят кислотную обработку с применением глинокислотной композиции, состоящей из 95-97% раствора 12% соляной кислоты и 3-5% фтористоводородной кислоты, увеличивают приемистость скважины, увеличивают компенсацию отбора жидкости закачкой до 300% и эксплуатируют в течение 4-6 месяцев. При повышении пластового давления выше гидростатического и переходе добывающей скважины в режим фонтанирования продолжают эксплуатацию штангового насоса, по истечению двух месяцев фонтанирования с дебитом от 2 до 8 раз больше первоначального закачку в нагнетательную скважину прекращают, эксплуатируют добывающую скважину до снижения пластового давления до 0,6 от начального и забойного давления до уровня давления насыщения. Возобновляют закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с увеличением продолжительности периода работы нагнетательной скважины на 2 месяца. Производят контрольный отбор проб продукции и при увеличении обводненности продукции добывающей скважины более, чем на 10 процентных пунктов закачку останавливают и следующий период нахождения нагнетательной скважины под закачкой сокращают.
При переходе от режима избыточной компенсации отбора жидкости закачкой поток жидкости в пласте меняет направление. При работе нагнетательной скважины пластовый флюид двигается от нагнетательной скважины к добывающей и частично - транзитом далее, вытесняя запасы из межскважинной зоны. Запасы зоны за добывающей скважиной не участвуют в разработке, т.к. пластовое давление зоны отбора выше, чем в зоне за добывающей скважиной и контуром питания для добывающей скважин является только зона между нагнетательной и добывающей скважиной. За период закачки через нагнетательную скважину в зоне за добывающей скважиной также повышается пластовое давление. При остановке закачки давление в пласте распределяется равномерно и зона добывающей скважины постепенно становится точкой наименьшего давления на участке залежи. Повышенное в зоне за добывающей скважиной пластовое давление обеспечивает градиент давления, необходимый для движения флюида в пластовой среде. В результате контур питания добывающей скважины расширяется и приток в добывающую скважину начинает поступать со всех сторон, вовлекая в разработку запасы зоны за добывающей скважиной.
Claims (1)
- Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, согласно которому залежь разрабатывают заводнением в режиме снижения пластового давления с неполной компенсацией отбора жидкости закачкой воды в пределах от 80 до 110% в разные месяцы, на нагнетательной скважине проводят кислотную обработку, увеличивают приемистость скважины, увеличивают компенсацию отбора жидкости закачкой до 300% и эксплуатируют скважину, при повышении пластового давления выше гидростатического и переходе добывающей скважины в режим фонтанирования продолжают эксплуатацию штангового насоса, по истечении двух месяцев фонтанирования с дебитом больше первоначального закачку в нагнетательную скважину прекращают, эксплуатируют добывающую скважину до снижения пластового давления до 0,6 от начального и забойного давления до уровня давления насыщения, возобновляют закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с увеличением продолжительности периода работы нагнетательной скважины на 2 месяца, производят контрольный отбор проб продукции и при увеличении обводненности продукции добывающей скважины более чем на 10 процентных пунктов закачку останавливают и следующий период нахождения нагнетательной скважины под закачкой сокращают.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018127580A RU2696688C1 (ru) | 2018-07-26 | 2018-07-26 | Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018127580A RU2696688C1 (ru) | 2018-07-26 | 2018-07-26 | Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2696688C1 true RU2696688C1 (ru) | 2019-08-05 |
Family
ID=67586527
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018127580A RU2696688C1 (ru) | 2018-07-26 | 2018-07-26 | Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2696688C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2782640C1 (ru) * | 2022-03-31 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина | Способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3856086A (en) * | 1972-10-06 | 1974-12-24 | Texaco Inc | Miscible oil recovery process |
RU2101475C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-01-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2242594C1 (ru) * | 2004-02-02 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной |
RU2447271C1 (ru) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения |
RU2524703C1 (ru) * | 2013-08-05 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки мелких нефтяных залежей |
-
2018
- 2018-07-26 RU RU2018127580A patent/RU2696688C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3856086A (en) * | 1972-10-06 | 1974-12-24 | Texaco Inc | Miscible oil recovery process |
RU2101475C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-01-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2242594C1 (ru) * | 2004-02-02 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной |
RU2447271C1 (ru) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения |
RU2524703C1 (ru) * | 2013-08-05 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки мелких нефтяных залежей |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2782640C1 (ru) * | 2022-03-31 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина | Способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2417306C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2433250C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости | |
RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
RU2696688C1 (ru) | Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения | |
RU2304703C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором | |
CN105840156B (zh) | 一种多段塞复合调驱工艺 | |
RU2447271C1 (ru) | Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения | |
RU2672365C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на неустановившемся циклическом режиме закачки и устройство для его осуществления | |
RU2361072C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2716759C1 (ru) | Способ нестационарной разработки низкопроницаемых коллекторов | |
RU2745058C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемого коллектора с поочередной инициацией трещин авто-ГРП | |
RU2381354C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
RU2480578C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
CA3001493A1 (en) | Enhanced oil recovery fluid comprising potassium carbonate, associated methods and arrangement | |
RU2418155C1 (ru) | Способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии | |
RU2583471C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного коллектора | |
RU2003111855A (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2595105C1 (ru) | Способ разработки залежи, осложненной вертикальными разломами | |
RU2527432C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа | |
RU2789784C1 (ru) | Способ вычисления параметров трещинно-каверновых коллекторов | |
RU2785044C1 (ru) | Способ разработки нефтяных сверхнизкопроницаемых залежей | |
RU2247829C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2191255C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2795285C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2230896C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |