RU2720718C1 - Oil formation operation method - Google Patents

Oil formation operation method Download PDF

Info

Publication number
RU2720718C1
RU2720718C1 RU2020104951A RU2020104951A RU2720718C1 RU 2720718 C1 RU2720718 C1 RU 2720718C1 RU 2020104951 A RU2020104951 A RU 2020104951A RU 2020104951 A RU2020104951 A RU 2020104951A RU 2720718 C1 RU2720718 C1 RU 2720718C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
injection
wells
production
formation
pressure
Prior art date
Application number
RU2020104951A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Руслан Робертович Ахметзянов
Рустем Анварович Ахметзянов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020104951A priority Critical patent/RU2720718C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2720718C1 publication Critical patent/RU2720718C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, in particular, to methods of investigation of wells and intensification of oil production during flooding of productive formation. Method includes investigation of productive formation drilled by injection and production wells by any of known grids, pumping of working agent into injection wells and withdrawal of formation product from production wells, measurement of bottomhole pressure in one selected from injection wells, measurement of pumping pressure in injection wells and extraction in production wells not covered by analysis, storing the obtained data and processing thereof to obtain a predictive model in the form of a software and hardware system (SHS) model for predicting operating modes of injecting a working fluid and producing formation products by injection and production wells, respectively. Measurement of bottomhole pressure in the selected injection well is performed after stopping working medium injection and establishing stable liquid level. At that bottomhole pressure is measured in other injection and production wells at invariable operation modes to determine influence of the selected well on bottomhole pressure in them. Investigations are carried out with consecutive stopping of each injection well after each stimulation of the formation to obtain data, based on the processing of which by dynamic calculations, dynamic isobars are plotted on the formation maps depending on the mutual influence of the injection and / or production wells on each other, these readings are additionally introduced into the SHS model to obtain the required parameters of each of the wells related to the formation characteristics change.
EFFECT: higher oil formation recovery factor due to consideration of formation pressure data in forecasting in each injection well and mutual influence of production and injection wells.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам исследования скважин и интенсификации добычи нефти при заводнении продуктивного пласта.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for researching wells and intensifying oil production during flooding of the reservoir.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2424424, МПК E21B 43/20, опубл. 20.07.2011 Бюл. № 20), включающий отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину при неработающей, по меньшей мере, одной нагнетательной скважине до достижения пластового давления ниже начального пластового давления, остановку добывающей скважины и запуск в работу нагнетательной скважины, закачку воды через нагнетательную скважину до достижения пластового давления выше уровня, достигнутого в процессе отбора нефти через добывающую скважину, при этом разработку нефтяного пласта ведут при периодической работе добывающей скважины, причем отбор нефти через добывающую скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,6 начального пластового давления и превышающего давление насыщения нефти газом на величину перепада давления - депрессии между пластом и забоем добывающей скважины, запуск в работу нагнетательной скважины осуществляют после восстановления давления в зоне отбора нефти, обеспечивающего выравнивание пластового давления по площади и по разрезу пласта, при этом закачку воды в нагнетательную скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,8 начального пластового давления с последующей ее остановкой на период времени, в течение которого происходит перераспределение давления между зоной нагнетания и зоной отбора нефти, по окончании которого снова запускают добывающую скважину.A known method of developing a heterogeneous oil reservoir (patent RU No. 2424424, IPC E21B 43/20, publ. 07/20/2011 Bull. No. 20), including the selection of oil through at least one producing well with at least one injection well until the reservoir pressure is lower than the initial reservoir pressure, the production well is shut down and the injection well is put into operation, water is pumped through the injection well until the reservoir pressure is higher than the level achieved during oil extraction through the production well Inu, while the development of the oil reservoir is carried out during periodic operation of the producing well, and oil is taken through the producing well until the reservoir pressure is on the order of 0.6 of the initial reservoir pressure and exceeds the pressure of oil saturation with gas by the pressure drop - depression between the reservoir and the bottom of the producing well , the injection well is launched after the pressure is restored in the oil extraction zone, which ensures equalization of reservoir pressure by area and section formation, while water is injected into the injection well until the formation pressure is about 0.8 of the initial formation pressure, followed by its shutdown for a period of time during which pressure is redistributed between the injection zone and the oil extraction zone, after which the production well is restarted .

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности работы с месторождениями с высоким газовым фактором и низким пластовым давление (при отключении одной из нагнетательных скважин давление снижается в добывающих скважинах ниже начального пластового давления), необходимость постоянного контроля за давлением отбора и закачки, чтобы давление в добывающих скважинах было в заданном интервале, что требует дополнительных материальных затрат и при ошибке в работе одного из датчиков давления может нивелировать положительный эффект от использования данного способа.The disadvantages of this method are the narrow scope due to the possibility of working with fields with a high gas factor and low reservoir pressure (when one of the injection wells is turned off, the pressure decreases in production wells below the initial reservoir pressure), the need for constant monitoring of the production and injection pressure the pressure in the producing wells was in a predetermined interval, which requires additional material costs and, if there is an error in the operation of one of the pressure sensors, it can level positive effect of using this method.

Известен также способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин (патент RU № 2548460, МПК E21B 47/00, E21B 43/20, опубл. 20.04.2015 Бюл. № 11), содержащий добывающие скважины, среди которых одна или несколько оборудованы насосной установкой с возможностью изменения подачи, у каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых ведут добычу, на устье каждой добывающей скважины замеряют количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти, продукцию добывающих скважин направляют в сборный коллектор куста скважин, куст содержит одну или более нагнетательных скважин, у каждой нагнетательной скважины известен пласт или пласты, в которые производят закачку, приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки, исследуют совместимость закачиваемой воды с пластовой водой, закачку осуществляют при совместимости закачиваемой и пластовой вод, куст содержит систему подачи подготовленной воды для закачки, причем определяют координаты всех добывающих и нагнетательных скважин куста, находят расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами, ведущими соответственно добычу и закачку из одних пластов, для каждой добывающей скважины замеряют время подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче, замер количества добытых сырой нефти и нефтяного газа производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины, для каждой добывающей скважины восстанавливают изменение количества добытых сырой нефти и нефтяного газа во времени, на устье каждой нагнетательной скважины замеряют давление закачиваемой воды и ее количество, находят время от поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера, замер количества закачиваемой воды и давления на устье производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера, для каждой нагнетательной скважины восстанавливают изменение количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени, для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количества добытых сырой нефти и нефтяного газа определяют зависимость от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважин для ведения закачки в тот же пласт, для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, такие зависимости определяют при разных подачах, на основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин производят управление кустом скважин.There is also a method of controlling the selection and impact system on a wellbore (patent RU No. 2548460, IPC E21B 47/00, E21B 43/20, published on 04/20/2015 Bull. No. 11), containing producing wells, among which one or more are equipped with a pump by a device with the possibility of changing the supply, the formation or layers from which production is known at each production well, the amount of produced crude oil and oil gas is measured at the mouth of each production well, as well as the water cut of crude oil, the production of production wells is sent to a collection reservoir one hundred wells, the well contains one or more injection wells, each injection well has a formation or reservoirs into which injection is carried out, injectivity for injected water and the required injection pressure, the compatibility of the injected water with the produced water is investigated, the injection is carried out with the compatibility of the injected and produced water , the bush contains a system for supplying prepared water for injection, and the coordinates of all producing and injection wells of the bush are determined, the distances between the producing and injection are found With each well producing and injecting from the same reservoirs, for each producing well, the time of raising the well production from the intake of the pumping unit to the wellhead at maximum flow is measured, the amount of produced crude oil and gas is measured at a frequency of no more than half of the measured time liquid lift for a given well, for each producing well, the change in the amount of crude oil and oil gas produced over time is restored at the mouth of each injection wells measure the pressure of the injected water and its amount, find the time from the flow of water at the mouth of each injection well to the packer, measure the amount of injected water and pressure at the mouth with a frequency of not more than half the measured time of flow of water at the mouth of each injection well to the packer, for each injection well, the change in the amount of injected water and its pressure at the wellhead is restored over time, for each production well, the reconstructed changes during Depending on the amount of crude oil and gas produced, the dependence on the amount of water injected and pressure at the wellhead, as well as the distance for each injection well for injection into the same reservoir, for production wells equipped with pumping units with the ability to change the flow, is determined when different feeds, based on the obtained dependencies for all producing wells, a well cluster is controlled.

Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за выполнения множества замеров на различных режимах работы в каждой нагнетательной и добывающей скважине, а также контроля огромного количества параметров, что приводит в совокупности к большим погрешностям при регулировке работы нагнетательных скважин.The disadvantages of this method are the difficulty of implementation due to the implementation of many measurements at different operating modes in each injection and production well, as well as the control of a huge number of parameters, which leads to large errors in the adjustment of the operation of injection wells.

Наиболее близким по технической сущности является способ управления добычей нефти на зрелом обособленном месторождении (патент RU № 2701761, МПК E21B 43/20, опубл. 01.10.2019 Бюл. № 28), заключающийся в том, что сначала измеряют давление в забое нагнетательной и добывающей скважины зрелого месторождения с помощью устройства измерения давления, измеряют скорость закачки рабочего агента в нагнетательную скважину и суммарную по всем добывающим скважинам скорость добычи нефти на предыдущем периоде, при этом давление в забое скважин и скорость закачки рабочего агента измеряют на протяжении всего предыдущего периода, далее полученные данные используют для получения статистической прогнозной модели, реализованной в виде программно-аппаратного комплекса (ПАК), которая служит для прогнозирования скорости добычи нефти на месторождении в целом и по каждой добывающей скважине в отдельности, на основании полученных данных по прогнозируемой скорости добычи нефти и взаимовлияния скважин друг на друга устанавливают оптимальные режимы закачки на нагнетательных скважинах, а именно давление в забое нагнетательной скважины и скорость закачки рабочего агента.The closest in technical essence is the method of controlling oil production in a mature isolated field (patent RU No. 2701761, IPC E21B 43/20, published 01.10.2019 Bull. No. 28), which consists in first measuring the pressure in the bottom of the injection and producing wells of a mature field using a pressure measuring device, measure the rate of injection of the working agent into the injection well and the total oil production rate for all production wells in the previous period, while the bottom hole pressure and the slave injection rate of what agent is measured throughout the previous period, then the obtained data is used to obtain a statistical forecast model implemented in the form of a hardware-software complex (PAC), which serves to predict the rate of oil production in the field as a whole and for each production well separately, on On the basis of the obtained data on the predicted rate of oil production and the interaction of wells on each other, the optimal injection modes at injection wells are established, namely, the pressure in th injection well and the injection rate of the working agent.

Недостатками данного способа являются низкая точность (ошибка достигает до 30% на старом фонде скважин) из-за отставания статистических данных от реальных процессов, происходящих в скважинах, которые происходят постоянно, как минимум на полгода, данные получаются из анализа забойных давлений в нагнетательных и добывающих скважин с замером расхода рабочего агента и добываемой нефти без учета их взаимного влияния, что приводит к усложнению реализации способа и также к ошибкам в аппаратном прогнозировании.The disadvantages of this method are the low accuracy (the error reaches 30% on the old well stock) due to the lag of statistical data from real processes occurring in wells that occur continuously for at least six months, the data are obtained from the analysis of bottomhole pressures in injection and production wells with measuring the flow rate of the working agent and produced oil without taking into account their mutual influence, which leads to complication of the implementation of the method and also to errors in hardware prediction.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации нефтяного пласта, позволяющего повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) пласта за счет учета в прогнозировании данных пластового давления в каждой нагнетательной скважине и взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин.The technical task of the alleged invention is to create a method of operating an oil reservoir, which allows to increase the oil recovery factor (ORF) of the reservoir by taking into account the forecasting of reservoir pressure data in each injection well and the mutual influence of production and injection wells.

Техническая задача решается способом эксплуатации нефтяного пласта, включающим исследование продуктивного пласта, разбуренного нагнетательными и добывающими скважинами по любой из известных сеток, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, измерение забойного давления в одной выбранных из нагнетательных скважин, измерение давления закачки в нагнетательных и отбора в добывающих скважинах, не охваченных исследованием, сохранение полученных данных и их обработка для получения прогнозной модели в виде модели программно-аппаратного комплекса – ПАК для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными и добывающими скважинами.The technical problem is solved by the method of operating the oil reservoir, including the study of the reservoir, drilled by injection and production wells according to any of the known grids, injection of a working agent into injection wells and selection of production from the production wells, bottom-hole pressure measurement in one selected from injection wells, pressure measurement injections in injection and selection in producing wells not covered by the study, storing the obtained data and processing them to obtain gnoznoy model as a model of hardware and software - PAA for prediction modes of working agent injection and extraction of the product reservoir, respectively injection and production wells.

Новым является то, что измерение забойного давления в выбранной нагнетательной скважине производят после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости, при этом проводят замер забойного давления в других нагнетательных и добывающих скважинах при неизменных режимах работы для определения влияния выбранной скважины на забойное давление в них, такие исследования проводят с последовательной остановкой каждой нагнетательной скважины после каждой стимуляции пласта с получением данных, исходя из обработки которых гидродинамическими расчетами строят на картах пласта динамические линии изобар в зависимости от взаимного влияния нагнетательных и/или добывающих скважин друг на друга, эти показания дополнительно вводят в модель ПАК для получения необходимых параметров каждой из скважин, связанных с изменением характеристик пласта.What is new is that the bottomhole pressure in the selected injection well is measured after stopping the injection of the working agent and establishing a stable liquid level, while the bottomhole pressure is measured in other injection and production wells at constant operating conditions to determine the effect of the selected well on the bottomhole pressure in them , such studies are carried out with the successive shutdown of each injection well after each stimulation of the reservoir with obtaining data based on processing otorrhea hydrodynamic calculations on maps build dynamic reservoir isobar line depending on the relative influence of injection and / or production wells to each other, these readings are additionally introduced into the PAC model to obtain the required parameters of each of the wells associated with changes in reservoir characteristics.

На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.

Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.

На выбранном участке 1 проводят исследование продуктивного нефтяного пласта, разбуренного нагнетательными 2 и добывающими 3 скважинами по любой из известных сеток (квадратной, треугольной или т.п.), закачку рабочего агента в нагнетательные скважины 2 и отбор продукции пласта из добывающих скважин 3. Проводят измерение забойного давления в одной выбранных из нагнетательных скважин 4 после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости. Для этого проводят измерение уровня в этой скважине 4 любым из известных способов (например, установками для измерения уровня жидкости в скважине, не показаны). Также проводят измерение давления закачки в нагнетательных 2 и отбора в добывающих 3 скважинах, не охваченных исследованием, при неизменных режимах работы. Потом подобные последовательные остановку и исследование забойного давления проводят в остальных нагнетательных скважинах 2, как измерения давлений закачки и отбора соответственно в других нагнетательных 2 и добывающих 3 скважинах. Полученные данные сохраняют и обрабатывают для получения прогнозной модели ПАК (на компьютере, сервере, программном комплексе или т.п. с использованием известных формул и зависимостей – авторы на это не претендуют) для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными 2 и добывающими 3 скважинами. В результате определяют распределение пластового давления с постарением изобар 5 (более темный цвет соответствует большему давлению) на карте участка 1 пласта. В результате определяют влияние каждой выбранной скважины 4 из нагнетательных скважин 2 на другие скважины 2 и 3. Поэтому изобары 5 получаются динамическими, то есть при изменении режимов закачки и/или отбора в одной из скважин 2 и/или 3 в модели ПАК при введении данных автоматически перестраиваются изобары 5, из анализа которых изменяются режимы закачки и отбора в других нагнетательных 2 и добывающих 3 скважинах соответственно для обеспечения максимального извлечения нефти при вытеснении рабочим агентом из пласта (практически рост КИН составил – 4 – 8 %, по сравнению с аналогом).In the selected area 1, a study is conducted of a productive oil formation drilled by injection 2 and producing 3 wells according to any of the known grids (square, triangular or the like), injection of a working agent into injection wells 2 and selection of production of the formation from production wells 3. Conduct downhole pressure measurement in one selected from injection wells 4 after stopping the injection of the working agent and establishing a stable liquid level. To do this, measure the level in this well 4 by any of the known methods (for example, by means for measuring the level of liquid in the well, not shown). They also measure injection pressure in injection 2 and selection in producing 3 wells that are not covered by the study, with constant operating conditions. Then, similar sequential shutdowns and bottomhole pressure studies are carried out in the remaining injection wells 2, as measurements of injection and withdrawal pressures in other injection 2 and production 3 wells, respectively. The obtained data is stored and processed to obtain a predictive model of PAC (on a computer, server, software package or the like using known formulas and dependencies - the authors do not pretend to this) to predict operating modes of injection of a working agent and production of formation products, respectively, injection 2 and producing 3 wells. As a result, the distribution of reservoir pressure with aging of isobars 5 is determined (a darker color corresponds to a greater pressure) on the map of section 1 of the reservoir. As a result, the effect of each selected well 4 from injection wells 2 on other wells 2 and 3 is determined. Therefore, isobars 5 are obtained dynamically, that is, when the injection and / or selection modes in one of the wells 2 and / or 3 in the PAA model change when data are entered the isobars 5 are automatically rebuilt, from the analysis of which the injection and withdrawal regimes in other injection 2 and production 3 wells are changed, respectively, to ensure maximum oil recovery when a working agent is displaced from the reservoir (practically the oil recovery factor is yl - 4 - 8%, compared to the prior art).

Замер давления в скважинах 2, 3 и 4 после установления неизменного – стабильного уровня в выбранной нагнетательной скважине 4, позволяет оценить взаимное влияние между скважинами 2, 3 и 4 без учета переходных процессов в пласте после остановки закачки в скважине 4. Переходные процессы в пласте вносят большую погрешность в определении пластового давления (до 50% разброса от стабильных параметров), что искажает действительную картину гидродинамических перетоков пластовой жидкости. Например, на нагнетательной скважине № 21800 НГДУ «АН» был выполнен расчёт пластового давления без ожидания стабилизации уровня жидкости (пластовое давление составило 17,08 МПа) и со стабильным уровнем равным 240 м (пластовое давление составило 14,51 МПа – на 15% меньше).Measurement of pressure in wells 2, 3 and 4 after establishing a constant - stable level in the selected injection well 4 allows us to evaluate the mutual influence between wells 2, 3 and 4 without taking into account transient processes in the reservoir after injection stop in the well 4. Transient processes in the reservoir a large error in determining the reservoir pressure (up to 50% of the dispersion from stable parameters), which distorts the actual picture of the hydrodynamic flows of the reservoir fluid. For example, at injection well No. 21800 of NGDU AN, the reservoir pressure was calculated without waiting for stabilization of the fluid level (reservoir pressure was 17.08 MPa) and with a stable level of 240 m (reservoir pressure was 14.51 MPa - 15% less )

После любых операциях на участке 1 по стимуляции пласта (гидроразрыв пласта, кислотная обработка, закачка реагентов для выравнивания фронта вытеснения и/или т.п.), на этом участке 1 проводят исследования пласта описанным выше способом для определения изменений гидродинамических потоков в пласте (взаимного влияния скважин 2, 3 и 4) с построением динамических изобар 5 при помощи модели ПАК.After any operations in section 1 to stimulate the formation (hydraulic fracturing, acid treatment, injection of reagents to level the displacement front and / or the like), in this section 1, the formation is studied in the manner described above to determine changes in hydrodynamic flows in the formation (mutual the effects of wells 2, 3 and 4) with the construction of dynamic isobars 5 using the PAK model.

Как показала практика, использование предлагаемого способа позволило повысить точность измерений как минимум на 15 %.As practice has shown, the use of the proposed method has improved the accuracy of measurements by at least 15%.

Предлагаемый способ эксплуатации нефтяного пласта позволяет повысить коэффициент извлечения нефти пласта за счет учета в прогнозировании данных пластового давления в каждой нагнетательной скважине и взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин.The proposed method of operating the oil reservoir allows to increase the coefficient of oil recovery of the reservoir by taking into account the forecasting of reservoir pressure data in each injection well and the mutual influence of production and injection wells.

Claims (1)

Способ эксплуатации нефтяного пласта, включающий исследование продуктивного пласта, разбуренного нагнетательными и добывающими скважинами по любой из известных сеток, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, измерение забойного давления в одной выбранной из нагнетательных скважин, измерение давления закачки в нагнетательных и отбора в добывающих скважинах, не охваченных исследованием, сохранение полученных данных и их обработка для получения прогнозной модели в виде модели программно-аппаратного комплекса – ПАК для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными и добывающими скважинами, отличающийся тем, что измерение забойного давления в выбранной нагнетательной скважине производят после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости, при этом проводят замер забойного давления в других нагнетательных и добывающих скважинах при неизменных режимах работы для определения влияния выбранной скважины на забойное давление в них, такие исследования проводят с последовательной остановкой каждой нагнетательной скважины после каждой стимуляции пласта с получением данных, исходя из обработки которых гидродинамическими расчетами строят на картах пласта динамические линии изобар в зависимости от взаимного влияния нагнетательных и/или добывающих скважин друг на друга, эти показания дополнительно вводят в модель ПАК для получения необходимых параметров каждой из скважин, связанных с изменением характеристик пласта.A method of operating an oil reservoir, including researching a reservoir drilled by injection and producing wells according to any of the known grids, pumping a working agent into injection wells and selecting production of a reservoir from production wells, measuring bottomhole pressure in one selected from injection wells, measuring injection pressure in injection and selection in producing wells not covered by the study, the storage of the obtained data and their processing to obtain a predictive model in the form of a hardware-software complex - PAK for predicting operating modes of injection of the working agent and production of formation products, respectively, by injection and production wells, characterized in that the bottomhole pressure in the selected injection well is measured after stopping the injection of the working agent and establishing a stable liquid level, while measuring bottomhole pressure in other injection and production wells with constant operating conditions to determine the effect of the selected well on the effective pressure in them, such studies are carried out with the successive shutdown of each injection well after each stimulation of the formation with the receipt of data, based on the processing of which dynamic isobar lines are built on the maps of the formation by hydrodynamic calculations, depending on the mutual influence of the injection and / or production wells on each other, these indications are additionally introduced into the PAC model to obtain the necessary parameters for each of the wells associated with a change in reservoir characteristics.
RU2020104951A 2020-02-04 2020-02-04 Oil formation operation method RU2720718C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020104951A RU2720718C1 (en) 2020-02-04 2020-02-04 Oil formation operation method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020104951A RU2720718C1 (en) 2020-02-04 2020-02-04 Oil formation operation method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2720718C1 true RU2720718C1 (en) 2020-05-13

Family

ID=70735437

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020104951A RU2720718C1 (en) 2020-02-04 2020-02-04 Oil formation operation method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2720718C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2787748C1 (en) * 2022-05-25 2023-01-12 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Hydraulic fracturing method with three-row arrangement of wells

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5881811A (en) * 1995-12-22 1999-03-16 Institut Francais Du Petrole Modeling of interactions between wells based on produced watercut
RU2480584C1 (en) * 2011-10-26 2013-04-27 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Method for online forecasting of main parameters of oil deposits development
RU2672921C1 (en) * 2017-11-29 2018-11-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of regulating development of oil field
EP3039237B1 (en) * 2013-08-30 2019-03-20 Saudi Arabian Oil Company Three-dimensional reservoir pressure determination using real time pressure data from downhole gauges
RU2701761C1 (en) * 2018-11-22 2019-10-01 Арам Аветикович Давтян Control method of oil production at mature separate oil deposit

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5881811A (en) * 1995-12-22 1999-03-16 Institut Francais Du Petrole Modeling of interactions between wells based on produced watercut
RU2480584C1 (en) * 2011-10-26 2013-04-27 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Method for online forecasting of main parameters of oil deposits development
EP3039237B1 (en) * 2013-08-30 2019-03-20 Saudi Arabian Oil Company Three-dimensional reservoir pressure determination using real time pressure data from downhole gauges
RU2672921C1 (en) * 2017-11-29 2018-11-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of regulating development of oil field
RU2701761C1 (en) * 2018-11-22 2019-10-01 Арам Аветикович Давтян Control method of oil production at mature separate oil deposit

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2787748C1 (en) * 2022-05-25 2023-01-12 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Hydraulic fracturing method with three-row arrangement of wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2922573C (en) Controlling an injection treatment of a subterranean region based on stride test data
US9574443B2 (en) Designing an injection treatment for a subterranean region based on stride test data
US10344584B2 (en) Systems and methods for transient-pressure testing of water injection wells to determine reservoir damages
SA521421945B1 (en) Fracturing Operations Controller
CA3023906A1 (en) Hydraulic fracturing
RU2577568C1 (en) Method for interpreting well yield measurements during well treatment
US11365618B2 (en) Hydraulic fracturing
CN107923239A (en) The cracking initiation through hydrocarbon filling carried out before shale pressure break is tested
US11952845B2 (en) Managing gas bubble migration in a downhole liquid
RU2680566C1 (en) Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing
RU2494236C1 (en) Oil deposit development method
RU2720718C1 (en) Oil formation operation method
CA3142728A1 (en) Fracturing-fluid formula workflow
RU2700738C1 (en) Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
RU2283425C2 (en) Method for bringing formation-well-pump system into effective operating mode with the use of indicator diagram
RU2720848C1 (en) Method for development of oil deposit with inter-formation flows
CN111413206B (en) Water hammer pressure wave signal simulation system
US9970289B2 (en) Methods and systems for assessing productivity of a beam pumped hydrocarbon producing well
RU2535545C1 (en) Method of development of oil deposit
RU2548460C1 (en) Control method for production and actions system at wells cluster
RU2540718C1 (en) Method of oil pool development
RU2753215C1 (en) Method for regulating development of oil deposit
RU2766482C1 (en) Method for development of oil deposit with inter-formation cross-flows
RU2745058C1 (en) Method of developing a low-permeability reservoir with alternate initiation of auto-hydraulic fractures
RU2784700C1 (en) Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil