RU2809846C1 - Способ разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа - Google Patents
Способ разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2809846C1 RU2809846C1 RU2023118935A RU2023118935A RU2809846C1 RU 2809846 C1 RU2809846 C1 RU 2809846C1 RU 2023118935 A RU2023118935 A RU 2023118935A RU 2023118935 A RU2023118935 A RU 2023118935A RU 2809846 C1 RU2809846 C1 RU 2809846C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- flooded
- flow rate
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 51
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 6
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для уменьшения обводнённости продукции и выравнивания водонефтяного контакта. Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения при выработки остаточных запасов нефти периферийной части массивной залежи с обводнением продукции от 65 до 85 %. Заявлен способ разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа, включающий выделение на залежи участков со скважинами, обводнившимися до 65-85 %. При этом выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды и пластового давления. После чего определяют положение кровли воды на обводнённых участках геофизическими методами. Затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного. Затем определяют положение кровли воды и макротрещины, по которой поступает вода геофизическими методами, проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем. Далее осуществляют замеры обводнённости и при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа, и может быть использовано для уменьшения обводнённости продукции и выравнивания водонефтяного контакта.
Известен способ разработки нефтяной залежи (Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри и др. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение. - 2001. - № 1. - С.44-67), включающий определение источника обводнения путем анализа динамик дебита нефти, водонефтяного фактора (ВНФ) и производной ВНФ по времени на скважинах, добывающих избыточное количество воды. Кроме того, для выявления таких источников обводнения, как конусообразование и разломы, проходящие через нефтеносный и водоносный пласты, применяется анализ динамики ВНФ при уменьшении дебита жидкости. По выявленным проблемным скважинам источник обводнения уточняется с помощью геофизических исследований и в соответствии с выявленным источником обводнения разрабатываются технологические решения по ограничению водопритока: такие как спуск в скважину механических и надувных пробок, накладных муфт, изоляционные работы с применением цементного раствора повышенной пластичности, селективной закачки гелей на полимерной основе, зарезка боковых стволов и форсированный отбор жидкости из нефтяного и водоносного интервала.
Недостатками данного способа являются необходимость спуска дополнительного скважинного оборудования и работ по изоляции вод, неполная выработка запасов нефти.
Техническими задачами предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения залежи за счет выработки остаточных запасов нефти периферийной части массивной залежи с обводнением продукции от 65 до 85 %, увеличение конечного объёма добываемой нефти – коэффициента нефтеизвлечения, ликвидации, таким образом, тупиковых зон и возможность только в будущем использования скважины при прохождении её фронтом вытеснения в качестве нагнетательной.
Указанные задачи достигаются способом разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа, включающим проведение геофизических исследований, определение дебита скважины.
Новым является то, что на залежи массивного типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 65-85 %, выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды, пластового давления, после определяют положение кровли воды на обводнённых участках геофизическими методами, затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного, затем определяют положение кровли воды и макротрещины по которой поступает вода геофизическими методами, проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем, осуществляют замеры обводнённости, при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
На залежи массивного типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 65-85 %. Выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды, пластового давления, после определяют положение кровли воды на обводнённых участках геофизическими методами.
Затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного.
Определяют положение кровли воды и макротрещины по которой поступает вода геофизическими методами. Проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем, например, биополимером SB-GEL.
Осуществляют замеры обводнённости, при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения.
На фиг. показана схема осуществления способа на залежи.
Пример конкретного применения способа.
Разрабатывают нефтяную залежь (фиг.) со следующими характеристиками: пористость 13,0 %, средняя проницаемость 0,044 мкм2, нефтенасыщенность 75,0 %, абсолютная отметка водонефтяного контакта 632 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4,7 м, начальное пластовое давление 7,02 МПа, пластовая температура 20 °С, параметры пластовой нефти: плотность 869 кг/м3, вязкость 25,3 мПа*с, давление насыщения 3,1 МПа, газосодержание 18,0 м3/т, содержание серы 2,13 %.
В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и пластового давления. Осуществляют определение положения водонефтяного контакта на обводнённых участках геофизическими методами в зоне расположения скважин с обводнением продукции от 65 до 85 %.
Уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного. Определяют положение кровли воды и макротрещины по которой поступает вода геофизическими методами. Проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем.
Осуществляют замеры обводнённости, при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения.
Участок работает 20 лет с сеткой скважин 150х300. Выравнивание водонефтяного контакта участка контролируют геофизическими методами и методами определения пластового давления. Операции проделывают во всех обводнённых скважинах в периферийной части участка. Жидкость со скважины поступает в сепараторы и далее идёт в системы подготовки нефти и воды. Оптимальные отборы по скважинам рассчитывают индивидуально по каждой в соответствии с полученными результатами исследований, не позволяя возникнуть быстрому обводнению.
Строят карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют остаточные запасы нефти, дополнительно проводят моделирование дальнейшего процесса разработки обводнённого участка залежи, в том числе с нефтенасыщенной толщиной менее рентабельной, которая определена в последнем проекте разработки залежи, что позволяет довыработать остаточные запасы и увеличить коэффициент нефтеизвлечения.
Конкретно по одной скважине. Выделили скважину № 1 (1) с дебитом 8,4 т/сут и обводнённостью продукции 69,2 % (фиг.). Осуществили замеры добычи нефти, воды, и пластового давления, провели геофизические исследования (ГИС) по определению текущей отметки водонефтяного контакта (2). По результатам ГИС уточнили остаточную нефтенасыщенную толщину. Остаточная нефтенасыщенная толщина равна 1,4 метра. Рентабельный дебит на залежи, определённый экономической службой компании, составляет по нефти 1,6 т/сут. Постепенно уменьшают число качаний, уменьшают дебит до 3,75 т/сут.
За 5 лет эксплуатации скважины обводнённость продукции скважины упала с 69,2 % до 27,4 %, конус обводнения упал (3), водонефтяной контакт выровнялся за 1,2 года.
Всего за пять лет добыто 7,2 тыс. т нефти и 2,9 тыс. т воды. При известном способе добыча с этого участка не производилась бы вовсе, на участке проходила бы граница фронта вытеснения и остаточные запасы были бы потеряны, недовыработаны. Остаточные запасы нефти, рассчитанные по результатам определения остаточной нефтенасыщенной толщины 1,4 м, нефтенасыщенности 0,58, и параметров коллектора: пористость – 13 % составили 17,0 тыс. тонн. Текущее нефтеизвлечение за 5 лет эксплуатации по рассматриваемому участку скважины по предлагаемому способу составило 0,289 %, то есть на 14 % ниже, чем в нефтяной зоне.
Операции проделывают во всех обводнённых скважинах участка.
Способ разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа помогает повысить нефтеизвлечение за счет выработки остаточных запасов нефти периферийной части массивной залежи с обводнением продукции от 65 до 85 %, увеличить конечный объём добываемой нефти.
Claims (1)
- Способ разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа, включающий проведение геофизических исследований, определение дебита скважины, отличающийся тем, что на залежи массивного типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 65-85 %, выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды, пластового давления, после определяют положение кровли воды на обводнённых участках геофизическими методами, затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного, затем определяют положение кровли воды и макротрещины, по которой поступает вода геофизическими методами, проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем, осуществляют замеры обводнённости, при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2809846C1 true RU2809846C1 (ru) | 2023-12-19 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1820657A1 (ru) * | 1990-06-21 | 1995-03-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяных пластов различной проницаемости, разделенных друг от друга непроницаемыми породами |
| RU2124120C1 (ru) * | 1996-06-06 | 1998-12-27 | Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2230896C1 (ru) * | 2003-02-25 | 2004-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2433250C1 (ru) * | 2010-05-14 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1820657A1 (ru) * | 1990-06-21 | 1995-03-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяных пластов различной проницаемости, разделенных друг от друга непроницаемыми породами |
| RU2124120C1 (ru) * | 1996-06-06 | 1998-12-27 | Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2230896C1 (ru) * | 2003-02-25 | 2004-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2433250C1 (ru) * | 2010-05-14 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БИЛЛ БЕЙЛИ и др. Диагностика и ограничение водопритоков//Нефтегазовое обозрение, 2001, N 1, c. 44-67. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104790926B (zh) | 一种缝洞型油藏注水开发效果评价方法 | |
| RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
| Moldabayeva et al. | The process of monitoring the current condition of oil recovery at the production fields in Western Kazakhstan | |
| RU2683453C1 (ru) | Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов | |
| CN105569635B (zh) | 一种水平井产液剖面测试技术工艺管柱及测试方法 | |
| RU2318993C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| Pizzinelli et al. | Polymer injection: EOR application in North African field from lab analysis to project start-up | |
| RU2809846C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа | |
| CN110714755B (zh) | 水驱油藏剩余油二次富集速度快速预测方法 | |
| CN111911128B (zh) | 一种高构造应力常压页岩气体积压裂方法 | |
| RU2805435C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи пластового типа | |
| RU2517674C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| Temizel et al. | An analysis of scale buildup in seawater injection of waterflooding operations | |
| CN111188613B (zh) | 一种致密气藏气井井控半径确定方法及系统 | |
| RU2535545C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Akhmetzhan et al. | A REVIEW STUDY ON AN INTEGRATED METHOD FOR SOLVING PROBLEMS ASSOCIATED WITH THE RE-DEVELOPMENT OF WATERFLOODED FIELDS | |
| RU2603867C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
| Mahmud et al. | Investigating relative permeability measurements using unsteady-state core flooding method | |
| RU2766482C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
| RU2584435C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2583471C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного коллектора | |
| RU2811097C1 (ru) | Способ повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) | |
| RU2816602C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2231632C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |