RU2732746C1 - Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping - Google Patents
Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping Download PDFInfo
- Publication number
- RU2732746C1 RU2732746C1 RU2020114401A RU2020114401A RU2732746C1 RU 2732746 C1 RU2732746 C1 RU 2732746C1 RU 2020114401 A RU2020114401 A RU 2020114401A RU 2020114401 A RU2020114401 A RU 2020114401A RU 2732746 C1 RU2732746 C1 RU 2732746C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- oil
- gas
- formation
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 65
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 65
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 51
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 15
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 36
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone 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
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of a powerful low-permeability oil reservoir using water and gas injection.
Известен способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом, включающий использование фонтанного или механизированного способа добычи нефти и формирование системы вертикально-латерального заводнения. Для этого в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли. Дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли. Затем запускают скважины в добычу нефти фонтанным или механизированным способом. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта, создают зумпф для перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта. Затем запускают нагнетательные скважины под закачку воды. Для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации (патент РФ №2379492, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/11, опубл. 20.01.2010). A known method of development during the re-entry of wells and oil deposits as a whole, including the use of fountain or mechanized oil production and the formation of a system of vertical-lateral flooding. For this purpose, filling pipes are lowered into the deactivated idle wells above the top of the productive formation and the bottomhole is cemented under pressure to a height greater than the thickness of the formation. In wells that are reactivated as production wells, the resulting cement nozzle is drilled to a depth of no more than half of the interval of the productive formation, counting from the top. Additionally, a sump is created for lowering the perforating equipment and re-perforating is performed in an interval of no more than half of the productive formation, counting from the top. Then the wells are launched into oil production in a flowing or mechanized way. In wells, which are reactivated as injection wells, the resulting cement nozzle is drilled to the bottom of the formation, a sump is created for the perforating equipment, and re-perforation is performed in the interval of the lower one third of the formation. Then the injection wells are started for water injection. To reduce the likelihood of loss of tightness of the cement stone above or below the perforation interval, the creation of perforations is performed by the method of hydrosand-jet perforation (RF patent No. 2379492, class E21B 43/20, E21B 43/11, publ. 20.01.2010).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ организации вертикально-латерального заводнения, включающий использование простаивающих - находящихся в консервации вертикальных или наклонно направленных скважин. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта (патент РФ №2531074, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.10.2014 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of organizing vertical-lateral waterflooding, including the use of idle - suspended vertical or directional wells. Wells are selected which are reactivated as production and injection wells. In reactivated as production wells, the lower half of the productive formation is isolated, but the perforated interval in the upper half of the productive formation is left unaffected, tubing is lowered - tubing with a deep pump and / or other equipment in accordance with the planned method of operation and the well is put into operation with production of products from the perforated upper half of the reservoir. In wells that are reactivated as injection wells, tubing with a packer is run, the packer is set at the level of two-thirds of the productive thickness from the top of the formation, and then water is injected into the lower third of the productive formation. According to one of the options, the isolation of the lower half of the productive formation is carried out by installing a cement bridge or filling the lower part of the bottom with cement. Alternatively, isolation of the lower half of the productive formation is carried out by using tubing with a packer, a sealed plug at the lower end of the tubing and the presence of holes, slots or other through slots in the tubing at the level of the upper perforated half of the productive formation. In this case, the packer is installed at the level of the middle of the pay zone thickness (RF patent No. 2531074, class E21B 43/20, publ. 20.10.2014 - prototype).
Общим недостатком известных способов является то, что несмотря на создание указанной системы заводнения, нефтеотдача залежей остается невысокой, т.к. не учитываются вытесняющие способности агентов, геологические особенности строения залежи, расположение скважин и режимы их работы, что особенно важно для слабопроницаемых пластов.A common disadvantage of the known methods is that, despite the creation of the specified waterflooding system, the oil recovery of deposits remains low, because the displacing ability of agents, geological features of the reservoir structure, location of wells and their modes of operation are not taken into account, which is especially important for low-permeability formations.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of a powerful low-permeability oil reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа, включающем подбор пробуренных на залежи скважин, применение пакеров для отсечения в скважинах части вскрытого продуктивного пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины в нижнюю часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин из верхней части пласта, согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м и газосодержанием в нефти не менее 300 м3/т, после первоначального отбора продукции пласта из всех скважин и снижения пластового давления в районе скважин до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, посредством бурения новых скважин доводят плотность сетки скважин до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=300-1500 м, после чего 20-50% скважин переводят под нагнетание рабочего агента, причем для закачки воды подбирают скважины в наиболее пониженных структурах залежи, в которых перфорируют не более ½ части пласта у подошвы, а для закачки газа - в наиболее повышенных структурах залежи, в которых перфорируют не более ½ части пласта у кровли, кроме того, при расположении нагнетательных скважин учитывают, чтобы каждая нагнетательная скважина образовывала очаг с окружающими добывающими скважинами в количестве не менее двух на расстоянии не более, чем S, количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов - закачку газа ведут в скважины в подошвенной части пласта, а воды - в кровельной части пласта, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредством гидродинамического моделирования, прорывы рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.The problem is solved by the fact that in the method of developing a powerful low-permeability oil reservoir using water and gas injection, including the selection of wells drilled in the reservoir, the use of packers to cut off a part of the opened productive formation in the wells, injecting a working agent into injection wells in the lower part of the reservoir, product selection from the producing wells from the upper part of the formation, according to the invention, a deposit with a total oil-saturated thickness of the formation of at least 50 m and a gas content in oil of at least 300 m 3 / t is selected, after the initial withdrawal of the formation product from all wells and a decrease in the formation pressure in the area of the wells to a level not lower than the saturation pressure of oil with gas, by drilling new wells, the density of the well grid is brought to a value at which the distance between the wellbores in the productive part of the reservoir is S = 300-1500 m, after which 20-50% of the wells are transferred to the injection of a working agent, moreover, for water injection, wells are selected in the lowest reservoir structures in which no more than ½ part of the reservoir is perforated at the bottom, and for gas injection - in the most elevated reservoir structures, in which no more than ½ part of the reservoir is perforated at the top, in addition, when the injection wells are located, it is taken into account that each injection well forms a source with at least two surrounding production wells at a distance of no more than S, the number of injection wells, the ratio and type of water and gas are determined based on the results of laboratory studies on oil displacement and hydrodynamic modeling with volumes of water and gas available for injection in the area of a given deposits and with the achievement of maximum oil recovery, they periodically change the injection of working agents - gas is injected into the wells in the bottom part of the formation, and water is injected into the top part of the formation, during the development process, injection and withdrawal are monitored by means of hydrodynamic modeling, breakthroughs of the working agent to the producing wells , and Also, the prevention of a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure of oil with gas is controlled by the modes and operating time of all wells of the reservoir.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
Разработка мощной слабопроницаемой нефтяной залежи характеризуется низкой эффективностью закачки воды для целей поддержания пластового давления (ППД) и нефтевытеснения. В результате коэффициент охвата пластов и нефтеотдача остаются низкими. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.The development of a powerful low-permeability oil reservoir is characterized by low efficiency of water injection for the purpose of maintaining reservoir pressure (RPM) and oil displacement. As a result, the sweep efficiency and oil recovery remain low. The existing technical solutions do not fully solve this problem. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of a powerful low-permeability oil reservoir. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Подбирают мощную слабопроницаемую нефтяную залежь с наличием пробуренных скважин. Общая нефтенасыщенная толщина пласта залежи составляет не менее 50 м, газосодержание в нефти - не менее 300 м3/т. В качестве скважин, помимо работающих, выбирают находящиеся в консервации скважины, которые расконсервируют в качестве добывающих и нагнетательных.A powerful, low-permeability oil reservoir with drilled wells is selected. The total oil-saturated thickness of the reservoir is at least 50 m, the gas content in oil is at least 300 m 3 / t. In addition to operating wells, the wells that are in conservation are selected as wells, which will be reactivated as production and injection wells.
После первоначального отбора продукции пласта из всех скважин и снижения пластового давления в районе скважин до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, посредством бурения новых скважин доводят плотность сетки скважин до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=300-1500 м. After the initial withdrawal of the formation production from all wells and reducing the formation pressure in the area of the wells to a level not lower than the saturation pressure of oil with gas, by drilling new wells, the density of the well grid is brought to a value at which the distance between the wellbores in the productive part of the reservoir is S = 300 1500 m.
Согласно исследованиям, при общей нефтенасыщенной толщине пласта менее 50 м эффективность предлагаемого способа значительно снижается ввиду уменьшения коэффициента охвата и, соответственно, нефтеотдачи. При газосодержании в нефти менее 300 м3/т, эффективность способа снижается ввиду уменьшения закачиваемых объемов газа для целей ППД. Расположение стволов скважин в зависимости от проницаемости на расстоянии 300-1500 м друг от друга в пласте с толщиной не менее 50 м позволяет создать латеральное вытеснение нефти и избежать резкого прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. Причем расстояние менее 300 м не обеспечивает должного латерального вытеснения, а при расстоянии более 1500 м - эффект практически не наблюдается ввиду низкой проницаемости коллектора. Следует также отметить, что со снижением проницаемости коллектора, расстояние между скважинами уменьшают. При снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом эффективность способа значительно снижается виду ухудшения характеристик нефти.According to research, with a total oil-saturated formation thickness of less than 50 m, the effectiveness of the proposed method is significantly reduced due to a decrease in the sweep efficiency and, accordingly, oil recovery. When the gas content in oil is less than 300 m 3 / t, the efficiency of the method decreases due to a decrease in the injected gas volumes for reservoir pressure maintenance purposes. The location of the wellbores, depending on the permeability, at a distance of 300-1500 m from each other in a reservoir with a thickness of at least 50 m allows to create lateral oil displacement and to avoid a sharp breakthrough of the working agent to the producing wells. Moreover, a distance of less than 300 m does not provide proper lateral displacement, and at a distance of more than 1500 m, the effect is practically not observed due to the low permeability of the reservoir. It should also be noted that as the reservoir permeability decreases, the distance between the wells decreases. With a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure of oil with gas, the efficiency of the method is significantly reduced due to the deterioration of oil characteristics.
Далее 20-50% скважин переводят под нагнетание рабочего агента. Для закачки воды подбирают скважины в наиболее пониженных структурах залежи, в которых перфорируют не более ½ части пласта у подошвы. Для закачки газа подбирают скважины в наиболее повышенных структурах залежи, в которых перфорируют не более ½ части пласта у кровли. Также при необходимости применяют пакера для отсечения в скважинах части ранее вскрытого продуктивного пласта. При расположении нагнетательных скважин учитывают, чтобы каждая нагнетательная скважина образовывала очаг с окружающими добывающими скважинами в количестве не менее двух на расстоянии не более, чем S. Количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи.Then 20-50% of the wells are transferred to the injection of the working agent. For water injection, wells are selected in the lowest structures of the reservoir, in which no more than ½ part of the reservoir is perforated at the bottom. For gas injection, wells are selected in the most elevated structures of the reservoir, in which no more than ½ of the reservoir is perforated at the top. Also, if necessary, a packer is used to cut off a part of a previously opened productive formation in the wells. When the injection wells are located, it is taken into account that each injection well forms a source with the surrounding production wells in an amount of at least two at a distance of no more than S. The number of injection wells, the ratio and type of water and gas are determined based on the results of laboratory studies on oil displacement and hydrodynamic modeling with volumes of water and gas available for injection in the area of a given reservoir and with the achievement of maximum oil recovery.
Согласно исследованиям, при переводе менее 20% скважин под нагнетание рабочего агента, система ППД слабоэффективна, что приводит к дальнейшему снижению пластового давления в процессе эксплуатации скважин, тогда как при переводе более 50% скважин, снижается общая добыча нефти. В обоих случаях нефтеотдача остается невысокой. Закачка газа более эффективна для слабопроницаемых преимущественно гидрофобных коллекторов по сравнению с закачкой воды, т.к. закачка газа позволяет для таких коллекторов достигать более высокий коэффициент вытеснения нефти. Кроме того, газ намного подвижнее воды, что позволяет ему проникать в глубь пласта, скапливаться в виде газовой шапки (при определенном геологическом строении) и восстанавливать пластовое давление. Из-за частичного растворения газа в нефти, снижается ее вязкость, что положительно сказывается на нефтеотдаче. Однако закачка газа также имеет и недостатки. Ввиду высокой подвижности газ может достаточно быстро прорваться к забоям добывающих скважин. Поэтому для достижения максимальной эффективности необходимо одновременно закачивать воду. Закачка газа в кровельную часть пласта, а воды - в подошвенную, позволяет осуществлять максимальный охват пласта по толщине. При перфорации в нагнетательных скважинах для закачки воды более 1/2 части пласта у подошвы и/или перфорации в нагнетательных скважинах для закачки газа более 1/2 части пласта у кровли, повышается вероятность скорого прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. При наличии менее двух добывающих скважин в очаге вокруг нагнетательной скважины, а также при расстоянии более, чем S, эффективность системы ППД снижается, т.к. значительная часть закачиваемого рабочего агента не оказывает влияние на вытеснение нефти. According to studies, when less than 20% of wells are transferred to the injection of a working agent, the reservoir pressure maintenance system is ineffective, which leads to a further decrease in reservoir pressure during well operation, while when more than 50% of wells are transferred, the total oil production decreases. In both cases, oil recovery remains low. Gas injection is more efficient for poorly permeable, predominantly hydrophobic reservoirs compared to water injection, because gas injection allows such reservoirs to achieve a higher oil displacement ratio. In addition, gas is much more mobile than water, which allows it to penetrate deep into the reservoir, accumulate in the form of a gas cap (with a certain geological structure) and restore reservoir pressure. Due to the partial dissolution of gas in oil, its viscosity decreases, which has a positive effect on oil recovery. However, gas injection also has disadvantages. Due to the high mobility, gas can quickly break through to the bottom of the producing wells. Therefore, to achieve maximum efficiency, it is necessary to simultaneously pump water. Injection of gas into the top part of the formation and water into the bottom part allows maximum coverage of the formation in terms of thickness. When perforating more than 1/2 part of the formation at the bottom of the reservoir and / or perforating more than 1/2 part of the reservoir at the top in injection wells for pumping water, the probability of a quick breakthrough of the working agent to the producing wells increases. If there are less than two production wells in the source around the injection well, as well as at a distance greater than S, the efficiency of the pressure maintenance system decreases, because a significant part of the injected working agent does not affect oil displacement.
В процессе разработки периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов - закачку газа ведут в скважины в подошвенной части пласта, а воды - в кровельной части пласта. Такая периодическая инверсия закачки рабочих агентов позволяет повысить как коэффициент охвата, так и коэффициент вытеснения. Также в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредством гидродинамического моделирования. Прорывы рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.During the development process, the injection of working agents is periodically carried out - gas is injected into the wells in the bottom part of the formation, and water is injected into the top part of the formation. Such a periodic inversion of the injection of working agents allows to increase both the sweep efficiency and the displacement efficiency. Also, in the development process, injection and production are monitored by means of hydrodynamic modeling. Breakthroughs of the working agent to the producing wells, as well as the prevention of a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure of oil with gas, are controlled by the modes and operating time of all wells in the reservoir.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи. Development is carried out until the full economically viable development of the deposit.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи.The result of the introduction of this method is to increase the oil recovery of a powerful low-permeability oil reservoir.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific execution of the method.
Пример 1. Залежь нефти представлена чисто нефтяной зоной со средней проницаемостью коллектора 1 мД, глубиной залегания кровли пласта - 1630 м, вязкостью нефти в пластовых условиях 18 мПа⋅с, газосодержанием в нефти - 300 м3/т, начальным пластовым давлением 16 МПа, давлением насыщения нефти газом - 8 МПа и общей нефтенасыщенной толщиной - в среднем 50 м. На залежи пробурен пятиточечный элемент из наклонно-направленных скважин с расстоянием между скважинами (точками забоя) 3000 м. Одна скважина находится в консервации по причине высокой обводненности. Данную скважину расконсервируют в качестве нагнетательной.Example 1. An oil reservoir is represented by a purely oil zone with an average reservoir permeability of 1 mD, a reservoir top depth of 1630 m, an oil viscosity in reservoir conditions of 18 mPa⋅s, a gas content in oil - 300 m 3 / t, an initial reservoir pressure of 16 MPa, pressure of oil saturation with gas - 8 MPa and total oil-saturated thickness - on average 50 m. A five-point element from directional wells with a distance between wells (bottom-hole points) of 3000 m was drilled on the deposit. One well is suspended due to high water cut. This well will be reactivated as an injection well.
Предварительно проводят лабораторные исследования по нефтевытеснению на кернах, отобранных из продуктивной части пласта пробуренных на данную залежь скважин, а также гидродинамическое моделирование залежи. В ходе данных исследований определяют количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа, их объемы с достижением максимальной нефтеотдачи.Preliminarily, laboratory studies on oil displacement are carried out on cores taken from the productive part of the formation drilled wells for this deposit, as well as hydrodynamic modeling of the deposit. In the course of these studies, the number of injection wells, the ratio and type of water and gas, their volumes are determined with the achievement of maximum oil recovery.
После первоначального отбора продукции пласта из всех скважин и снижения пластового давления в районе скважин до уровня давления насыщения нефти газом, посредством бурения 7 новых наклонно-направленных скважин доводят плотность сетки скважин до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=1500 м. After the initial withdrawal of the formation production from all wells and reducing the reservoir pressure in the area of the wells to the level of the saturation pressure of oil with gas, by drilling 7 new directional wells, the density of the well grid is brought to a value at which the distance between the wellbores in the productive part of the reservoir is S = 1500 m.
Далее 6 скважин, т.е. 50% от пробуренного фонда, переводят под нагнетание рабочего агента. Для закачки воды подбирают 4 скважины в наиболее пониженных структурах залежи, в которых перфорируют ½ части пласта у подошвы. Для закачки газа подбирают 2 скважины в наиболее повышенных структурах залежи, в которых перфорируют ½ части пласта у кровли. В ранее пробуренных скважинах, переводимых под нагнетание рабочего агента, применяют пакера для отсечения в скважинах части ранее вскрытого продуктивного пласта. Каждая из 6 нагнетательных скважин образует очаг с окружающими добывающими скважинами в количестве от 2 до 4 на расстоянии S. Then 6 wells, i.e. 50% of the drilled fund is transferred to the pumping of the working agent. For water injection, 4 wells are selected in the lowest structures of the reservoir, in which ½ of the reservoir is perforated at the bottom. For gas injection, 2 wells are selected in the most elevated structures of the reservoir, in which ½ of the reservoir is perforated at the top. In previously drilled wells, converted to injection of a working agent, a packer is used to cut off a part of a previously opened productive formation in the wells. Each of the 6 injection wells forms a source with 2 to 4 surrounding production wells at a distance S.
В процессе разработки один раз в полгода осуществляют смену закачки рабочих агентов - закачку газа ведут в скважины в подошвенной части пласта, а воды - в кровельной части пласта. Также в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредством гидродинамического моделирования. Прорывы рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.In the process of development, the injection of working agents is changed once every six months - gas is injected into the wells in the bottom part of the formation, and water is injected into the top part of the formation. Also, in the development process, injection and production are monitored by means of hydrodynamic modeling. Breakthroughs of the working agent to the producing wells, as well as the prevention of a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure of oil with gas, are controlled by the modes and operating time of all wells in the reservoir.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи. Development is carried out until the full economically viable development of the deposit.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками и размерами. Плотность сетки скважин доводят до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=300 м. Под нагнетание рабочего агента переводят 20% от пробуренного фонда.Example 2. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics and dimensions. The density of the well grid is adjusted to a value at which the distance between the wellbores in the productive part of the reservoir is S = 300 m. 20% of the drilled stock is transferred to the injection of the working agent.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 531 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,238 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 674 тыс.т нефти, КИН составил 0,181 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,057 д.ед.As a result of the development, which was limited to reaching a water cut of the reservoir up to 98%, 531 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (ORF) was 0.238 unit fraction. Other things being equal, the prototype produced 674 thousand tons of oil, the oil recovery factor was 0.181 unit units. The increase in oil recovery factor according to the proposed method is 0.057 unit units.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения мощной слабопроницаемой нефтяной залежи, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет организации закачки воды и газа, а также оптимизации параметров закачки и режимов работы скважин.The proposed method allows you to increase the oil recovery factor of a powerful low-permeability oil reservoir, increase the coverage and uniformity of reserves development by organizing water and gas injection, as well as optimizing the injection parameters and well operation modes.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи.Application of the proposed method will allow solving the problem of increasing oil recovery of a powerful low-permeability oil reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020114401A RU2732746C1 (en) | 2020-04-22 | 2020-04-22 | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020114401A RU2732746C1 (en) | 2020-04-22 | 2020-04-22 | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2732746C1 true RU2732746C1 (en) | 2020-09-22 |
Family
ID=72922400
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020114401A RU2732746C1 (en) | 2020-04-22 | 2020-04-22 | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2732746C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4653583A (en) * | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
| RU2526430C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure |
| RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
| RU2531074C2 (en) * | 2012-09-28 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Method for arrangement of vertical and lateral flooding |
| RU2695906C1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact |
-
2020
- 2020-04-22 RU RU2020114401A patent/RU2732746C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4653583A (en) * | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
| RU2531074C2 (en) * | 2012-09-28 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Method for arrangement of vertical and lateral flooding |
| RU2526430C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure |
| RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
| RU2695906C1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2513791C1 (en) | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| RU2612060C1 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2584435C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field |