RU2724719C1 - Способ разработки нефтяной залежи площадной системой - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи площадной системой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724719C1 RU2724719C1 RU2020103720A RU2020103720A RU2724719C1 RU 2724719 C1 RU2724719 C1 RU 2724719C1 RU 2020103720 A RU2020103720 A RU 2020103720A RU 2020103720 A RU2020103720 A RU 2020103720A RU 2724719 C1 RU2724719 C1 RU 2724719C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- additional
- zones
- wells
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 206010011878 Deafness Diseases 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи нефти при вытеснении водой. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных стволов со старых скважин, обводнившихся ниже предела рентабельной эксплуатации, в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием. При обводнении дополнительных стволов длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды. Область застойных зон нефти, определяют с учетом неравномерности проницаемости по сторонам света, а в ходе исследований залежи дополнительно определяют области купольных поднятий, при этом дополнительный ствол, направляемый в область купольного поднятия, бурят с зенитным углом более 90° в направлении максимальных гипсометрических отметок соответствующей области купольного поднятия. При моделировании могут также определять зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции после строительства дополнительных стволов. В эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы, которые обеспечивают сообщение с соответствующими зонами нагнетания для осуществления через них соответствующих режимов нагнетания воды. Способ позволяет расширить область применения и интенсифицировать добычу продукции залежи, в том числе и в областях купольных поднятий. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи нефти при вытеснении водой.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2159324, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.11.2000 Бюл. № 32), включающий закачку рабочего агента через центральную нагнетательную скважину и отбор нефти через окружающие по окружности добывающие скважины, причем в качестве рабочего агента используют ненагретый или нагретый раствор полимера, в скважинах определяют обводнившиеся и нефтенасыщенные пласты, из наиболее обводненных добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в нефтенасыщенные пласты перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении невыработанных нефтяных зон, между центральной нагнетательной скважиной и окружностью добывающих скважин в местах, где не пробурены боковые горизонтальные стволы, бурят горизонтальные скважины в нефтенасыщенных пластах, располагая горизонтальный ствол перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за эффективной работы только в массивных пластах с равномерной проницаемостью без зон купольных поднятий кровли и большие материальные затраты из-за необходимости строительства новых горизонтальных скважин.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи площадной системой на поздней стадии залежи (патент RU № 2600255, МПК E21B 43/20, E21B 43/08, E21B 33/12, опубл. 20.10.2016 Бюл. № 29), включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием, отличающийся тем, что бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин – источников обводнения, причем бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами, при этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимает 30-70% от этого расстояния, причем отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии, а при обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за эффективной работы только в массивных пластах с преимущественно высоковязкой нефтью и равномерной проницаемостью, а также низкая выработка продукции в зонах купольных поднятий кровли.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи площадной системой, позволяющей расширить область применения за счет возможности использования в неоднородных пластах и интенсифицировать добычу продукции залежи, в том числе, и в областях купольных поднятий.
Техническую задачу решают способом разработки нефтяной залежи площадной системой, включающим бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных стволов со старых скважин, обводнившихся ниже предела рентабельной эксплуатации, в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием, причем при обводнении дополнительных стволов длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.
Новым является то, что область застойных зон нефти, определяют с учетом неравномерности проницаемости по сторонам света, а в ходе исследований залежи дополнительно определяют области купольных поднятий, при этом дополнительный ствол, направляемый в область купольного поднятия, бурят с зенитным углом более 90° в направлении максимальных гипсометрических отметок соответствующей области купольного поднятия.
Новым является так же то, что при моделировании определяют зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции после строительства дополнительных стволов, в эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы, которые обеспечивают сообщение с соответствующими зонами нагнетания для осуществления через них соответствующих режимов нагнетания воды.
Способ разработки нефтяной залежи площадной системой реализуют в следующей последовательности.
Производят бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин по любой из известных сеток (квадратная, треугольная, равномерная, неравномерная и/или т.п.). Осуществляют заводнение залежи (для вытеснения нефти) при помощи нагнетательных скважин и извлечение нефти (добыча) из нагнетательных на поверхность. В ходе эксплуатации залежи из-за ее неравномерности (наиболее часто встречающееся залежи в Республике Татарстан – РТ) происходит неравномерные распределение фронтов вытеснения и охват добычей нефть, что снижает коэффициент извлечения нефти (КИН) из залежи (обычно КИН в РТ на начальном этапе он не превышает 0.4 – 0,55). В ходе эксплуатации залежи проводят исследование продуктивных пластов залежи с определением зон неоднородности (по сторонам света и по толщине) и их проницаемости. Определяют также области поднятий кровли пласта в виде купола (область купольных поднятий). Все полученные моделированием данные наносят на структурную карту. Исходя из полученных данных, производят гидродинамическое моделирование процессов, происходящих в залежи, с определением застойных зон нефти в ней. Из близлежащих скважин, обводнившихся ниже предела рентабельной эксплуатации, в область застойных зон нефти производят бурение горизонтальных или наклонных дополнительных стволов, через которые осуществляют добычу продукции. Если рядом с обводившейся скважиной располагается область купольных поднятий, то дополнительный ствол, направляемый в область купольного поднятия, бурят с зенитным углом более 90° (восходящий наклонный ствол) в направлении максимальных гипсометрических отметок этой области для ввода дополнительного ствола в купольное поднятие, где из-за более низкой плотности относительно закачиваемой воды располагается застойная нефть очень часто в больших количествах.
В ходе эксплуатации может происходить обводнение продукции, добываемой из продуктивной части (располагаемой в соответствующей зоне невыработанных запасах залежи) дополнительного ствола, чаще всего не на всем протяжении. Скважину с этим дополнительным стволом останавливают на исследование. Определяют исследованиями интервал интенсивного прорыва воды (интервал поступления воды) в дополнительный ствол, который изолируют, например, цементным мостом, пакером, закачкой водоизолирующего состава или т.п. После чего эту добывающую скважину запускают в работу на добычу нефти.
Как показала практика после таких КИН повысился в среднем на 11 – 15 % со снижением обводненности продукции на 23 %.
Из-за неравномерности по проницаемости залежи некоторые области застойных зон не охватываются заводнением (особенно в областях купольных поднятий), что значительно (в два и более раз) снижает эффективность извлечения из этих областей нефти после строительства дополнительных добывающих стволов. Для повышения эффективности извлечения нефти из таких областей застойных зон необходимо строительство дополнительных нагнетательных стволов, обеспечивающих заводнение (вытеснение нефти) таких областей застойных зон. Для этого при моделировании определяют зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции после строительства дополнительных стволов, в эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы, которые обеспечивают сообщение с соответствующими зонами нагнетания для осуществления через них соответствующих режимов нагнетания воды, для обеспечения заводнения неохваченных областей застойных зон.
Как показала практика после таких КИН повысился в среднем на 5 - 10 % практически без роста обводненности.
Суммарно после всех работ КИН повышается до 25 % со снижением обводнённости нефти на 23 %.
Пример конкретного выполнения.
Залежь нефти представлена продуктивным пластом с неоднородными терригенными отложениями. Абсолютная проницаемость коллектора составляет 50-350 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 5м, начальное пластовое давление – 10,9 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 50 мПа*с, начальная пластовая температура - 25˚С.
Залежь разбуривают по пятиточечной схеме 60 вертикальными и наклонно-направленными скважинами с расстоянием между скважинами 300 м. Ведут отбор из добывающих скважин и закачку сточной воды в нагнетательные скважины. Через 20 лет разработки залежи, накопленный отбор нефти составил 40% (КИН = 0,4) от начальных извлекаемых запасов. Провели геофизические и гидродинамические исследования продуктивного пласта залежи с определением зон неоднородности и проницаемости. Определили также области поднятий кровли пласта в виде купола. Все полученные моделированием данные наносят на структурную карту. Исходя из полученных данных, производят гидродинамическое моделирование процессов, происходящих в залежи, с определением в ней застойных зон нефти, то есть областей нефтяного пласта, с невыработанными запасами нефти. Далее из скважин, эксплуатация которых является нерентабельной из-за обводненности добываемой из них продукции, проводят зарезку боковых наклонно-направленных или горизонтальных ответвлений в области нефтяного пласта, с невыработанными запасами нефти, определенные с помощью геолого-гидродинамического моделирования. В области купольных поднятий пробурили боковой восходящий ствол. Скважины с дополнительными стволами запустили в работу, в результате КИН повысился в среднем на 15 % со снижением суммарной обводненности продукции на 25 %.
Через год после эксплуатации одна из скважин с боковым горизонтальным стволом обводнилась до 95 %. В ходе геофизических исследований выявили в боковом стволе два интервала водопроявления (интервал интенсивного прорыва воды). Было решено провести водоизоляционные работы. В первый интервал (ближе к устью скважины) закачали 3 м3 водоизолирующего состава, содержащего, масс. %: Микродур RU - 54,6; сульфацелл – 0,6; этиленгликоль – 1,4; вода - остальное. Во второй интервал (ближе к забою) закачали 3 м3 кремнийорганического продукта 119-296 И и 1 м3 4% -ной соляной кислоты с последующим перекрытием выше этого интервала глухим пакером ПР-Г-146. В результате обводненность продукции в этой скважине снизилась до 55 %.
В скважине с восходящим дополнительным стволом через два года эксплуатации пластовое давление снизилось до давления газопроявления, было принято решение о бурении дополнительных нагнетательных стволов рядом со всеми купольными поднятиями. Провели моделирование гидродинамических процессов вблизи боковых восходящих стволов определили зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции для данных скважин. В выбранные зоны пробурили дополнительные нагнетательные стволы, которые запустили в работу с выбранными моделированием режимами закачки воды (2 дня закачки с давлением 12 МПа, 1 день - простой) для поддержания пластового давления в восходящих дополнительных стволах и эффективного вытеснения нефти в залежи. В результате пластовое давление в дополнительных стволах выросло до 80 % от первоначального (в среднем – до 8,7 МПа), суммарный дебит продукции вырос в 2,5 раза, а обводненность повысилась в пределах допустимого всего на 1 % - до 53 %.
В результате суммарный КИН вырос в среднем на 24 % (до 0,65), а суммарная обводненность снизилась на 23 % (в среднем до 59 %).
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи площадной системой позволяет расширить область применения за счет возможности использования в неоднородных пластах и интенсифицировать добычу продукции залежи, в том числе, и в областях купольных поднятий.
Claims (2)
1. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных стволов со старых скважин, обводнившихся ниже предела рентабельной эксплуатации, в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием, причем при обводнении дополнительных стволов длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды, отличающийся тем, что область застойных зон нефти определяют с учетом неравномерности проницаемости по сторонам света, а в ходе исследований залежи дополнительно определяют области купольных поднятий, при этом дополнительный ствол, направляемый в область купольного поднятия, бурят с зенитным углом более 90° в направлении максимальных гипсометрических отметок соответствующей области купольного поднятия.
2. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой по п. 1, отличающийся тем, что при моделировании определяют зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции после строительства дополнительных стволов, в эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы, которые обеспечивают сообщение с соответствующими зонами нагнетания для осуществления через них соответствующих режимов нагнетания воды.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020103720A RU2724719C1 (ru) | 2020-01-29 | 2020-01-29 | Способ разработки нефтяной залежи площадной системой |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020103720A RU2724719C1 (ru) | 2020-01-29 | 2020-01-29 | Способ разработки нефтяной залежи площадной системой |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2724719C1 true RU2724719C1 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=71136200
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020103720A RU2724719C1 (ru) | 2020-01-29 | 2020-01-29 | Способ разработки нефтяной залежи площадной системой |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2724719C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4682652A (en) * | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
RU2101475C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-01-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2159324C1 (ru) * | 2000-04-25 | 2000-11-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2274741C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2330948C1 (ru) * | 2006-12-12 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2600255C1 (ru) * | 2015-09-14 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ доразработки нефтяной залежи |
-
2020
- 2020-01-29 RU RU2020103720A patent/RU2724719C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4682652A (en) * | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
RU2101475C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-01-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения |
RU2159324C1 (ru) * | 2000-04-25 | 2000-11-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2274741C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2330948C1 (ru) * | 2006-12-12 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2600255C1 (ru) * | 2015-09-14 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ доразработки нефтяной залежи |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4099783A (en) | Method for thermoshaft oil production | |
RU2459935C1 (ru) | Способ разработки многообъектного нефтяного месторождения | |
RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2421586C1 (ru) | Способ строительства горизонтальной скважины на девонские отложения | |
RU2382183C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором | |
RU2567918C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
RU2612060C1 (ru) | Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений | |
RU2474678C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
US4368920A (en) | Method of thermal-mine working of oil reservoir | |
RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти | |
RU2627336C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа | |
RU2616052C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов | |
RU2724719C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи площадной системой | |
RU2382166C1 (ru) | Способ вскрытия продуктивных пластов | |
RU2513962C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2514046C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2660973C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором | |
RU2626492C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2667210C1 (ru) | Способ эксплуатации месторождения углеводородов | |
RU2616016C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных коллекторов | |
RU2600255C1 (ru) | Способ доразработки нефтяной залежи | |
RU2613669C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
RU2812976C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
RU2630514C1 (ru) | Способ эксплуатации продуктивного и водоносного пластов, разделённых непроницаемым пропластком, скважиной с горизонтальными стволами и с трещинами гидравлического разрыва пласта |