RU2807319C1 - Method for developing oil deposit site - Google Patents
Method for developing oil deposit site Download PDFInfo
- Publication number
- RU2807319C1 RU2807319C1 RU2023117730A RU2023117730A RU2807319C1 RU 2807319 C1 RU2807319 C1 RU 2807319C1 RU 2023117730 A RU2023117730 A RU 2023117730A RU 2023117730 A RU2023117730 A RU 2023117730A RU 2807319 C1 RU2807319 C1 RU 2807319C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- wells
- injection wells
- oil
- productive
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 49
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для выравнивания фронта вытеснения нефти.The invention relates to the oil industry and is intended to level the oil displacement front.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2753229, МПК Е21В 43/14, опубл. 12.08.2021 г., Бюл. № 23), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вторичным вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинным перетоком в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.There is a known method for developing a multi-layer oil deposit (patent RU No. 2753229, MPK E21B 43/14, publ. 08/12/2021, Bulletin No. 23), including the opening of the productive formation and underlying aquifers with injection wells, followed by construction and secondary opening of the layers, opening of the productive formation by production wells with subsequent construction and secondary opening of the productive formation, flooding of the productive formation by in-well flow in injection wells from aquifers to the oil-bearing formation, selection of products from the productive formation through production wells.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах (патент RU № 2515741, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.05.2014 г., Бюл. № 14), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Причем заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.The closest in technical essence is the method of developing oil deposits in carbonate reservoirs (patent RU No. 2515741, IPC E21B 43/20, published May 20, 2014, Bulletin No. 14), including opening the productive formation and underlying aquifers with injection wells subsequent construction and secondary opening of formations, opening of a productive formation by production wells with subsequent construction and opening of a productive formation, waterflooding of a productive formation by in-well pumping in injection wells from aquifers to an oil-bearing formation, selection of products from a productive formation through production wells. Moreover, waterflooding of the productive formation is carried out with constant pressure with alternating technological downtime of injection wells for no more than 4 days, and compensation of pressure by waterflooding during downtime of injection wells is carried out at the expense of nearby injection wells.
Недостатком способов является неравномерная выработка запасов нефти, связанная с эксплуатацией залежи без учета влияния нагнетательной скважины на добывающие скважины участка с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.The disadvantage of the methods is the uneven production of oil reserves associated with the exploitation of the deposit without taking into account the influence of the injection well on the production wells of the area with deteriorated filtration and capacitance properties.
Технической задачей является повышение эффективности процесса вытеснения нефти за счет внутрискважинной циклической перекачки в нагнетательные скважины собственной пластовой воды.The technical challenge is to increase the efficiency of the oil displacement process through in-well cyclic pumping of its own formation water into injection wells.
Технические задачи решаются способом разработки участка нефтяной залежи, включающим вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.Technical problems are solved by the method of developing a section of an oil deposit, including the opening of the productive formation and underlying aquifers by injection wells, the opening of the productive formation by production wells, flooding of the productive formation by in-well pumping in injection wells from aquifers into the oil-bearing formation, and the selection of products from the productive formation through production wells.
Новым является то, что заводнение продуктивного пласта на участке залежи осуществляют внутрискважинной перекачкой пластовой воды в нагнетательных скважинах из нижележащего водоносного пласта-донора в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с давлением на 15 % выше начального пластового давления и не превышающим порог образования трещин автогидроразрыва пласта, причем объем пластовой воды для перекачки составляет 1,1 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, а цикл перекачки пластовой воды в нагнетательных скважинах составляет 25 календарных дней, при этом в течение следующих 3 суток нагнетательные скважины находятся в простое, затем на участке определяют высокодебитную скважину и за сутки до остановки нагнетательных скважин останавливают ее на 5 суток для перераспределения закачиваемой пластовой воды в близлежащие добывающие скважины участка с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.What is new is that waterflooding of the productive formation in the deposit area is carried out by downhole pumping of formation water in injection wells from the underlying aquifer-donor formation to the overlying oil-bearing acceptor formation with a pressure 15% higher than the initial formation pressure and not exceeding the threshold for the formation of auto-hydraulic fracturing cracks, and the volume of formation water for pumping is 1.1 times the volume of production from surrounding production wells, and the cycle of pumping formation water in injection wells is 25 calendar days, while over the next 3 days the injection wells are idle, then a high-yield well is identified on the site and one day before stopping the injection wells, they are stopped for 5 days to redistribute the injected formation water into nearby production wells in the area with deteriorated filtration and capacitance properties.
Способ реализуют в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.
Вскрывают нагнетательными скважинами продуктивный пласт и нижележащие водоносные пласты, затем вскрывают добывающими скважинами продуктивный пласт. Осуществляют отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.The productive formation and underlying aquifers are opened with injection wells, then the productive formation is opened with production wells. Products are selected from the productive formation through production wells.
Заводнение продуктивного пласта на участке залежи осуществляют внутрискважинной перекачкой пластовой воды в нагнетательных скважинах из нижележащего водоносного пласта-донора в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с давлением на 15 % выше начального пластового давления и не превышающим порог образования трещин автогидроразрыва пласта.Waterflooding of the productive formation in the deposit area is carried out by in-well pumping of formation water in injection wells from the underlying aquifer-donor formation to the overlying oil-bearing acceptor formation with a pressure 15% higher than the initial formation pressure and not exceeding the threshold for the formation of auto-hydraulic fracturing cracks.
Причем объем пластовой воды составляет 1,1 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, а цикл перекачки пластовой воды в нагнетательных скважинах составляет 25 календарных дней. При этом в течение следующих 3 суток нагнетательные скважины находятся в простое.Moreover, the volume of produced water is 1.1 times the volume of production from surrounding production wells, and the pumping cycle of produced water in injection wells is 25 calendar days. At the same time, over the next 3 days, the injection wells are idle.
Затем на участке определяют высокодебитную скважину и за сутки до остановки нагнетательных скважин останавливают ее на 5 суток для перераспределения закачиваемой пластовой воды в близлежащие добывающие скважины участка с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Then, a high-yield well is identified on the site and one day before stopping the injection wells, it is stopped for 5 days to redistribute the injected formation water into nearby production wells of the site with deteriorated filtration and capacitance properties.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
На месторождении выделяют участок залежи со скважинами, гидродинамически связанными между собой. Осуществляют отбор продукции из пяти добывающих скважин и закачку вытесняющего агента - пластовой воды в одну нагнетательную скважину. Добыча по пяти добывающим скважинам составляет 78 м3/сут (скважина № 1- 45 м3/сут при постоянной закачке с коэффициентом влияния закачки 0,9,At the field, a section of the deposit is identified with wells hydrodynamically connected to each other. Products are selected from five production wells and a displacing agent - produced water - is injected into one injection well. Production from five production wells is 78 m 3 /day (well No. 1 - 45 m 3 /day with constant injection with an injection influence coefficient of 0.9,
скважина № 2 - 5 м3/сут с коэффициентом влияния закачки 0,3, well No. 2 - 5 m 3 /day with an injection influence coefficient of 0.3,
скважина № 3 - 8 м3/сут с коэффициентом влияния закачки 0,5,well No. 3 - 8 m 3 /day with an injection influence coefficient of 0.5,
скважина № 4 - 6 м3/сут с коэффициентом влияния закачки 0,5,well No. 4 - 6 m 3 /day with an injection influence coefficient of 0.5,
скважина № 5 - 14 м3/сут с коэффициентом влияния закачки 0,6),well No. 5 - 14 m 3 /day with an injection influence coefficient of 0.6),
Осуществляют перекачку рабочего агента-пластовой воды в нагнетательную скважину 86 м3/сут с давлением 14 МПа при начальном пластовом давлении 12 МПа.The working agent, formation water, is pumped into an injection well of 86 m 3 /day with a pressure of 14 MPa at an initial formation pressure of 12 MPa.
Останавливают действующую добывающую высокодебитную скважину № 1, через сутки простоя останавливают нагнетательную скважину с оборудованием внутрискважинной перекачки на участке на 3 суток. Замеряют забойное давление и осуществляют ежесуточный отбор проб на обводненность в течение 5 суток в скважине № 1 для выявления влияния остановки нагнетательной скважины.The operating high-yield production well No. 1 is stopped; after a day of inactivity, the injection well with downhole pumping equipment is stopped at the site for 3 days. Bottomhole pressure is measured and daily sampling is carried out for water cut for 5 days in well No. 1 to identify the effect of shutting down the injection well.
За счет простоя высокодебитной скважины № 1 коэффициент влияния закачки в скважинах №№ 2-5 увеличивается за счет перераспределения объемов закачки, при этом происходит повышение эффективности процесса вытеснения нефти.Due to the downtime of high-yield well No. 1, the coefficient of influence of injection in wells No. 2-5 increases due to the redistribution of injection volumes, while the efficiency of the oil displacement process increases.
Способ разработки нефтяной залежи повышает эффективность процесса вытеснения нефти за счет внутрискважинной циклической перекачки в нагнетательные скважины собственной пластовой воды.The method of developing an oil deposit increases the efficiency of the oil displacement process due to in-well cyclic pumping of its own formation water into injection wells.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2807319C1 true RU2807319C1 (en) | 2023-11-14 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2953204A (en) * | 1957-07-23 | 1960-09-20 | Shell Oil Co | Filtering method and apparatus for water flooding process |
| RU2072032C1 (en) * | 1994-02-08 | 1997-01-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for flooding oil deposit |
| RU2203405C1 (en) * | 2002-07-29 | 2003-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil field |
| RU2515741C1 (en) * | 2012-12-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
| RU2570723C1 (en) * | 2014-12-10 | 2015-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Oil deposit development method |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2953204A (en) * | 1957-07-23 | 1960-09-20 | Shell Oil Co | Filtering method and apparatus for water flooding process |
| RU2072032C1 (en) * | 1994-02-08 | 1997-01-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for flooding oil deposit |
| RU2203405C1 (en) * | 2002-07-29 | 2003-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil field |
| RU2515741C1 (en) * | 2012-12-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
| RU2570723C1 (en) * | 2014-12-10 | 2015-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Oil deposit development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2015156402A (en) | METHOD OF IMPROVED PRODUCTION OF HYDROCARBONS USING MULTIPLE ARTIFICIALLY EDUCATED CRACKS | |
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| RU2336414C1 (en) | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2807319C1 (en) | Method for developing oil deposit site | |
| RU2304703C1 (en) | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2443853C1 (en) | Development method of oil deposit with oil-water zones | |
| RU2716759C1 (en) | Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs | |
| RU2558546C1 (en) | Multilayer oil deposit development method | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
| RU2782640C1 (en) | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field | |
| RU2325517C1 (en) | Acidization process of the bottom-hole zone of acclinal or lateral well | |
| RU2817489C1 (en) | Method for intensification of high-viscosity oil production | |
| RU2732742C1 (en) | Development method of water-oil reservoir | |
| RU2789724C1 (en) | Method for developing an oil reservoir in carbonate reservoirs of bashkirian stage | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
| RU2759247C1 (en) | Method for conducting multi-stage hydraulic fracturing in conditions of thin bridges | |
| RU2813873C1 (en) | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells |