RU2144612C1 - Method for development of water-floating oil deposit - Google Patents
Method for development of water-floating oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2144612C1 RU2144612C1 RU98113195A RU98113195A RU2144612C1 RU 2144612 C1 RU2144612 C1 RU 2144612C1 RU 98113195 A RU98113195 A RU 98113195A RU 98113195 A RU98113195 A RU 98113195A RU 2144612 C1 RU2144612 C1 RU 2144612C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- water
- wells
- horizontal
- Prior art date
Links
Landscapes
- Removal Of Floating Material (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, представляющих собой водоплавающую залежь. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil fields, which are a floating pool.
Известен способ разработки нефтяного месторождения с пластовой водой, при котором посредством установления пакера между водяной и нефтяной зонами пласта производят независимый отбор воды и нефти на забое [1]. There is a method of developing an oil field with produced water, in which through the establishment of a packer between the water and oil zones of the formation, independent selection of water and oil at the bottom is performed [1].
Недостатком способа является, во-первых, то, что на удалении от скважины переток жидкости через водонефтяной контакт не регулируется, что не исключает возможности перетока жидкости через водонефтяной контакт на удалении от забоя, и, во-вторых, - ограничение добычи нефти из-за работы клапана и предотвращения образования водяного конуса. The disadvantage of the method is, firstly, that at a distance from the well, the flow of fluid through the oil-water contact is not regulated, which does not exclude the possibility of fluid flow through the oil-water contact at a distance from the bottom, and, secondly, the limitation of oil production due to valve operation and prevention of water cone formation.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины [2]. Способ предусматривает независимый отбор воды и нефти на скважине посредством установки непроницаемого экрана, разделяющего нефтяную и водяную зоны пласта. Closest to the invention in technical essence is a method of developing a floating oil field, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil from the oil zone and water from the water zone through production wells [2]. The method provides for independent selection of water and oil at the well by installing an impermeable screen separating the oil and water zones of the formation.
Недостатком способа является возможность перетока через водонефтяной контакт за пределами непроницаемого экрана и обводнение нефти. The disadvantage of this method is the possibility of overflow through the oil-water contact outside the impenetrable screen and the flooding of oil.
В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и увеличения нефтеотдачи залежи. The invention solves the problem of extending the anhydrous period of oil production and increasing oil recovery deposits.
Решение задачи достигается тем, что в способе разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через разные добывающие скважины, согласно изобретению отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины, в пласте водоплавающей нефтяной залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта, в зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта, проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины, определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, при прохождении границы раздела областей питания скважин по водяной зоне, разработку пласта ведут одновременным отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин, причем положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения
где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению
где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, m; H - толщина пласта, м;
S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению
где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;
S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению
где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.The solution is achieved by the fact that in the method of developing a floating oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells and taking oil from the oil zone and water from the water zone through different producing wells, according to the invention, oil and water are taken through different horizontal producing wells, the formation of the floating oil reservoir determines the position of the oil-water contact and the thickness of the water and oil zones of the formation, in the zone of the formation having a smaller thickness, conduct the first horizontal well parallel to the surface of the oil-water contact, conduct a second horizontal well in the zone of greater thickness parallel to the first well with a length equal to the length of the first well, with the axis of the well located on the same vertical line with the axis of the first well, with the beginning and end of the horizontal section located on the same verticals as the beginning and the end of the horizontal section of the first well, determine the position of the boundary between the supply areas of two horizontal wells, while passing the boundary between the supply areas of wells dyanoy area, the development of the formation are simultaneous selection of fluids from the first and second wells with flow rates determined from the conservation of the position of the interface areas of supply wells, and the position of the interface between regions wells power is determined from equation
where h gr - the relative distance of the interface between the supply areas of horizontal wells from the impermeable boundary of the reservoir located on the side of the first well, equal to the ratio
where H gr - the position of the boundary between the power areas of two horizontal wells, m; H is the thickness of the reservoir, m;
S 1 - the relative distance of the axis of the first horizontal well from the boundary of the reservoir, equal to the ratio
where L 1 - the distance of the first well from the boundary of the reservoir, m;
S 2 - the relative distance of the second well from the boundary of the reservoir, equal to the ratio
where L 2 - the distance of the second well from the boundary of the reservoir, m
Признаками изобретения являются:
1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины.The features of the invention are:
1. Injection of a working agent through injection wells.
2. Отбор нефти из нефтяной зоны и воды из водяной зоны через добывающие скважины. 2. The selection of oil from the oil zone and water from the water zone through production wells.
3. Отбор нефти и воды ведут через разные добывающие горизонтальные скважины. 3. The selection of oil and water lead through different producing horizontal wells.
4. В пласте водоплавающей залежи определяют положение водонефтяного контакта и толщины водяной и нефтяной зон пласта. 4. In the formation of the floating pool, the position of the oil-water contact and the thickness of the water and oil zones of the formation are determined.
5. В зоне пласта, имеющей меньшую толщину, проводят первую горизонтальную скважину параллельно поверхности водонефтяного контакта. 5. In the zone of the reservoir having a smaller thickness, conduct the first horizontal well parallel to the surface of the oil-water contact.
6. Проводят вторую горизонтальную скважину в зоне большей толщины параллельно первой скважине с длиной, равной длине первой скважины, с осью скважины, расположенной на одной вертикали с осью первой скважины, с началом и концом горизонтального участка, расположенными на одних вертикалях с началом и концом горизонтального участка первой скважины. 6. Conduct a second horizontal well in the zone of greater thickness parallel to the first well with a length equal to the length of the first well, with the axis of the well located on the same vertical line with the axis of the first well, with the beginning and end of the horizontal section located on the same verticals as the beginning and end of the horizontal section of the first well.
7. Определяют положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин. 7. Determine the position of the boundary between the supply areas of two horizontal wells.
8. При прохождении границы раздела областей питания скважин по водяной зоне разработку пласта ведут отбором жидкостей из первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения границы раздела областей питания скважин. 8. When passing the interface between the well supply areas in the water zone, the formation is developed by taking fluids from the first and second wells with flow rates determined from the condition of maintaining the boundary position of the well supply areas.
9. Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения
где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению
где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м;
S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равное отношению
где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;
S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению
где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.9. The position of the boundary between the areas of supply wells is determined from the equation
where h gr - the relative distance of the interface between the supply areas of horizontal wells from the impermeable boundary of the reservoir located on the side of the first well, equal to the ratio
where H gr - the position of the boundary between the power areas of two horizontal wells, m; H is the thickness of the reservoir, m;
S 1 - the relative distance of the axis of the first horizontal well from the boundary of the reservoir, equal to the ratio
where L 1 - the distance of the first well from the boundary of the reservoir, m;
S 2 - the relative distance of the second well from the boundary of the reservoir, equal to the ratio
where L 2 - the distance of the second well from the boundary of the reservoir, m
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 9 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1 and 2 are common with the prototype, signs 3 to 9 are essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретения
Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной нефти.SUMMARY OF THE INVENTION
The problem of the oil industry is to obtain anhydrous oil.
В изобретении решается задача продления безводного периода добычи нефти и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. The invention solves the problem of extending the anhydrous period of oil production and, as a result, increasing the oil recovery of the reservoir.
Для разработки водоплавающей залежи нефти по предлагаемому способу выбирают сетку добывающих нефтяных и водяных горизонтальных скважин. To develop a floating oil reservoir, the proposed method selects a grid of producing oil and water horizontal wells.
По вертикальному разрезу пласта определяют положение водонефтяного контакта в пласте, например по результатам геофизических исследований. Исходя из этого определяют размеры толщин нефтяной и водяной зон пласта, сравнивая которые выделяют зоны с меньшей и большей толщинами. The vertical section of the formation determines the position of the oil-water contact in the formation, for example, according to the results of geophysical studies. Based on this, the thicknesses of the oil and water zones of the formation are determined, comparing which they distinguish zones with smaller and larger thicknesses.
По предлагаемому способу из условий разработки водоплавающей залежи задают положение горизонтальных стволов двух скважин, одна из которых - нефтяная, а другая - водяная. According to the proposed method, from the conditions of the development of a floating pool, the position of the horizontal shafts of two wells is set, one of which is oil and the other is water.
Для удобства обсчета первый номер присваивают скважине, пробуренной в зоне меньшей толщины вне зависимости от того, является она нефтяной или водяной, а второй номер - скважине в зоне большей толщины. For convenience of calculation, the first number is assigned to a well drilled in a zone of lesser thickness, regardless of whether it is oil or water, and the second number is assigned to a well in a zone of greater thickness.
Обе скважины одной пары параллельны между собой и имеют одинаковую длину. Оси их горизонтальных участков расположены на одной вертикали, начала и концы участков также расположены на одних вертикалях. Both wells of the same pair are parallel to each other and have the same length. The axes of their horizontal sections are located on the same vertical, the beginning and ends of the sections are also located on the same verticals.
Гидродинамическим обоснованием предлагаемого способа является то, что при одинаковом отборе жидкостей двумя горизонтальными скважинами - нефти из нефтяной зоны пласта и воды из водяной зоны пласта - фильтрационные потоки внутри пласта формируются таким образом, что создаются области питания двух скважин с независимым отбором жидкостей и прямолинейной границей раздела, расположенной между двумя скважинами. При этом положение границы раздела областей питания скважин с течением времени не меняется и она как бы является неподвижным непроницаемым экраном, поскольку градиент поля давления на ней равен нулю и переток жидкости через нее не происходит. Вместе с тем посредством применения горизонтальных скважин обеспечивают добычу жидкости при меньшей депрессии на пласт в сравнении с вертикальными скважинами и тем самым большую продолжительность его работы на естественном режиме. The hydrodynamic justification of the proposed method is that with the same selection of fluids by two horizontal wells - oil from the oil zone of the reservoir and water from the water zone of the reservoir - the filtration flows inside the reservoir are formed in such a way that the power areas of two wells are created with independent selection of fluids and a straight interface located between two wells. At the same time, the position of the interface between the well supply regions does not change over time and it seems to be a motionless impenetrable screen, since the gradient of the pressure field on it is zero and fluid flow through it does not occur. At the same time, through the use of horizontal wells, they provide fluid production with less depression on the formation compared to vertical wells and, thus, a longer duration of its operation in natural mode.
Положение границы раздела областей питания скважин определяют из уравнения
где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению
где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м; H - толщина пласта, м;
S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины, равное отношению
где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;
S2 - относительное расстояние второй скважины, равное отношению
где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.The position of the interface between the well supply areas is determined from the equation
where h gr - the relative distance of the interface between the supply areas of horizontal wells from the impermeable boundary of the reservoir located on the side of the first well, equal to the ratio
where H gr - the position of the boundary between the power areas of two horizontal wells, m; H is the thickness of the reservoir, m;
S 1 - the relative distance of the axis of the first horizontal well, equal to the ratio
where L 1 - the distance of the first well from the boundary of the reservoir, m;
S 2 - the relative distance of the second well, equal to the ratio
where L 2 - the distance of the second well from the boundary of the reservoir, m
Непосредственное определение hгр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка. Поскольку общее решение такого уравнения не существует, то необходимо применять косвенные методы. Один из таких методов связан с решением обратной задачи, в которой за неизвестную величину вместо hгр принимают S2, а величиной hгр задаются случайным образом. Для определения S2 исходное уравнение (1) преобразуют следующим образом. Вводят обозначения коэффициентов a, b, c в уравнении (1) при искомом параметре S2:
Тогда вместо уравнения (1) получают в компактном виде биквадратное уравнение относительно S2
aS2 4 + bS2 2 + c = 0, (8)
решение которого имеет вид
Определение величины S2 при заданных параметрах S1 и hгр не составляет затруднений, однако получаемый результат при случайном выборе hгр имеет расхождение с фактическим значением S2. Для получения решения hгр подбирают методом итерации до совпадения определяемой величины S2 с заданным его значением. Проверяют искомое значение hгр подстановкой в уравнение (1) обращением его в тождество. Найденное таким образом значение hгр и является решением уравнения (1).The direct determination of h gr from equation (1) is associated with a 7th order polynomial. Since a general solution to such an equation does not exist, indirect methods must be applied. One of these methods is associated with solving the inverse problem, in which S 2 is taken as an unknown quantity instead of h gr , and h gr are set randomly. To determine S 2, the original equation (1) is transformed as follows. The notation of the coefficients a, b, c is introduced in equation (1) with the desired parameter S 2 :
Then instead of equation (1), a biquadratic equation for S 2 is obtained in a compact form
aS 2 4 + bS 2 2 + c = 0, (8)
whose solution has the form
Determining the value of S 2 with the given parameters S 1 and h gr is not difficult, however, the result obtained with a random selection of h gr has a discrepancy with the actual value of S 2 . To obtain a solution, h gr is selected by the iteration method until the determined value S 2 coincides with its given value. Check the desired value of h gr substituting in equation (1) by converting it into identity. Thus found value h c is the solution of equation (1).
Когда граница раздела проходит по воде, область питания нефтяной скважины захватывает часть водяной зоны, тогда как область питания водяной скважины полностью состоит из оставшейся части воды. When the interface passes through water, the oil well supply area captures part of the water zone, while the water well supply area consists entirely of the remaining part of the water.
Разработку пласта ведут таким образом, что обе горизонтальные скважины, как нефтяная, так и водяная, работают на отбор жидкости с одинаковым дебитом. При этом условии разработки граница раздела областей питания не сдвигается и сами области питания остаются неизменными в течение всего периода разработки. The development of the reservoir is carried out in such a way that both horizontal wells, both oil and water, work to select the fluid with the same flow rate. Under this condition of development, the boundary between nutritional areas does not shift and the nutritional areas themselves remain unchanged throughout the entire development period.
Разработку ведут до полного истощения залежи. Нефтяная скважина вначале дает чистую нефть до тех пор, пока часть воды, находившаяся вблизи границы раздела областей питания со стороны нефтяной скважины не достигнет ее забоя. Поскольку граница раздела неподвижна, то вода, примыкающая к ней, малоподвижна, в связи с чем попадание ее на забой нефтяной скважины имеет большую растяжку во времени, в течение которого скважина дает чистую нефть. Development is carried out until the reservoir is completely depleted. An oil well initially produces clean oil until a portion of the water near the interface between the supply areas from the side of the oil well reaches its bottomhole. Since the interface is stationary, the water adjacent to it is inactive, and therefore getting it on the bottom of an oil well has a long stretch in time, during which the well produces clean oil.
Одновременно с добычей нефти отбором воды водяной скважиной препятствуют притоку воды в нефтяную скважину и снижают ее обводненность. Тем самым обеспечивают длительный безводный период работы нефтяной скважины, а после него - малое содержание воды в продукции скважины. Величина этой обводненности порядка отношения толщины той части водяной зоны, которая попадает в область питания нефтяной скважины к толщине нефтяной зоны. При этом отношении, равном 10%, уровень обводненности будет того же порядка, что обеспечивает высокую нефтеотдачу пласта. Simultaneously with oil production, water withdrawal by a water well prevents the flow of water into the oil well and reduces its water cut. This ensures a long anhydrous period of operation of the oil well, and after it a low water content in the production of the well. The value of this water cut is on the order of the ratio of the thickness of that part of the water zone that falls into the oil well supply area to the oil zone thickness. With this ratio equal to 10%, the water cut level will be of the same order, which ensures high oil recovery.
Добываемую воду используют для закачки в пласт через нагнетательные скважины. Весьма эффективно при этом использование замкнутой системы, состоящей из горизонтальной водяной и нагнетательной скважин, из-за высоких пластовых давления и температуры добываемой пластовой воды, а также благоприятного для вытеснения нефти ее химического состава. The produced water is used for injection into the reservoir through injection wells. In this case, the use of a closed system consisting of horizontal water and injection wells is very effective because of the high reservoir pressure and temperature of the produced formation water, as well as its chemical composition favorable for oil displacement.
Возможность продления безводного периода работы скважины, обеспечиваемого предлагаемым способом, практически до полного истощения пласта способствует увеличению извлекаемых запасов на 20-30%, благодаря чему повышается нефтеотдача пласта. The possibility of extending the anhydrous period of the well operation provided by the proposed method, almost until the reservoir is completely depleted, increases the recoverable reserves by 20-30%, thereby increasing the oil recovery.
Пример осуществления способа
Способ применяют для разработки водоплавающей нефтяной залежи, для которой задают пятиточечную сетку скважин и, кроме того, пару горизонтальных скважин, одна из которых нефтяная, другая - водяная.An example of the method
The method is used to develop a floating oil field for which a five-point grid of wells is set and, in addition, a pair of horizontal wells, one of which is oil and the other is water.
Пласт общей толщиной H = 6,4 м, в верхней части насыщенный нефтью и в нижней - водой, разделен на зоны поверхностью водонефтяного контакта, положение которой определяют геофизическими методами. Расстояние водонефтяного контакта от кровли пласта составило HВНК = 2,88 м, откуда следует, что водяная зона пласта имеет большую толщину, равную H - HВНК= 6,4 - 2,88 = 3,52 м, в сравнении с нефтяной. Поэтому нефтяной скважине присваивают первый номер, а водяной - второй номер.The formation with a total thickness of H = 6.4 m, in the upper part saturated with oil and in the lower one with water, is divided into zones by the surface of the oil-water contact, the position of which is determined by geophysical methods. The distance of the oil-water contact from the top of the formation was H VNK = 2.88 m, which implies that the water zone of the formation has a greater thickness equal to H - H VNK = 6.4 - 2.88 = 3.52 m, in comparison with the oil one. Therefore, the first number is assigned to the oil well, and the second number to the water well.
Скважины пробуривают из условий разработки на расстоянии от подошвы пласта L1 = 1,6 м в водяной зоне и на расстоянии от кровли пласта L2 = 1,6 м в нефтяной зоне. Горизонтальные участки скважин имеют одинаковую длину 870 м, параллельны между собой и поверхности водонефтяного контакта, и их начала и концы расположены на одних вертикальных линиях.Wells are drilled from development conditions at a distance from the bottom of the formation L 1 = 1.6 m in the water zone and at a distance from the top of the formation L 2 = 1.6 m in the oil zone. The horizontal sections of the wells have the same length of 870 m, are parallel to each other and to the surface of the oil-water contact, and their beginnings and ends are located on the same vertical lines.
Определяют относительные расстояния скважин от кровли и подошвы пласта по формулам (3) и (4). Для водяной скважины
S1 = L1/H = 1,6/6,4 = 0,25,
и для нефтяной скважины
S2 = L2/H = 1,6/6,4 = 0,25,
и относительное положение водонефтяного контакта
hВНК = HВНК/H = 2,88/6,4 = 0,45.The relative distances of the wells from the roof and the bottom of the formation are determined by formulas (3) and (4). For a water well
S 1 = L 1 / H = 1.6 / 6.4 = 0.25,
and for an oil well
S 2 = L 2 / H = 1.6 / 6.4 = 0.25,
and the relative position of the oil-water contact
h VNK = H VNK / H = 2.88 / 6.4 = 0.45.
Неизвестной величиной является граница раздела областей питания скважин hгр и она подлежит определению.An unknown quantity is the interface between the well supply areas h gr and it must be determined.
Непосредственное определение hгр из уравнения (1) связано с полиномом 7-го порядка, общее решение которого не существует. Вместо этого определение hгр связывают с решением обратной задачи, в которой неизвестной величиной является S2, а hгр подбирают известным методом итерации до совпадения определяемой величины S2 с заданным его значением, равным 0,25.The direct determination of h gr from equation (1) is associated with a 7th order polynomial whose general solution does not exist. Instead, the definition of h gr is associated with the solution of the inverse problem, in which the unknown value is S 2 , and h gr is selected by the known iteration method until the determined value of S 2 coincides with its given value equal to 0.25.
В данном случае процесс итерации опускают как хорошо известный. Методом итерации определено значение hгр, равное 0,5.In this case, the iteration process is omitted as well known. The iteration method determines the value of h gr equal to 0.5.
Проверяют искомое значение hгр подстановкой в формулы (5) - (9).Check the desired value of h gr substituting in formulas (5) - (9).
Тогда получают по формулам (5) - (7):
a = (1-0,5)0,252 + (1-0,5)(2,05-1/4)=0,40625,
b = -0,5 • 0,254 + [0,5(9/2-4•0,5)-2(1-0,5)(1+0.52)]0,252- 0,5(17/16-0,5)-(2(1-0,5)(1+0,52)(2,0,5-1/4)= -1,220703,
c = -0,5(1-0,52)0,254 + (1-0,52) [0,5(9/2-4•0,5)+(1-0,5)(1-0,52)]0,252- (1-0,52)[0,5(17/16-0,5)(2•0,5-1/4)=0,0747.Then get according to the formulas (5) - (7):
a = (1-0.5) 0.25 2 + (1-0.5) (2.05-1 / 4) = 0.40625,
b = -0.5 • 0.25 4 + [0.5 (9 / 2-4 • 0.5) -2 (1-0.5) (1 + 0.5 2 )] 0.25 2 - 0, 5 (17 / 16-0.5) - (2 (1-0.5) (1 + 0.5 2 ) (2.0.5-1 / 4) = -1.220703,
c = -0.5 (1-0.5 2 ) 0.25 4 + (1-0.5 2 ) [0.5 (9 / 2-4 • 0.5) + (1-0.5) (1-0.5 2 )] 0.25 2 - (1-0.5 2 ) [0.5 (17 / 16-0.5) (2 • 0.5-1 / 4) = 0.0747 .
После этого по формуле (9) определяют величину S2
что соответствует заданному значению S2. Тем самым подтверждают правильность определения границы раздела областей питания нефтяной и водяной скважин hгр = 0,5.After that, by the formula (9) determine the value of S 2
which corresponds to a given value of S 2 . This confirms the correctness of the determination of the interface between the oil and water well supply areas h gr = 0.5.
В данном примере при hгр = 0,5 и HВНК = 0,45 граница раздела областей питания скважин прошла по водяной зоне пласта.In this example, with h gr = 0.5 and H VNK = 0.45, the boundary between the well supply areas passed through the water zone of the formation.
Разработку залежи ведут при одинаковых отборах жидкости каждой скважиной. При этом плоскость, параллельная водонефтяному контакту hгр = 0,5, играет роль твердой стенки, рассекающей пласт на две независимые области питания скважин.The development of deposits is carried out with the same fluid withdrawal by each well. In this case, the plane parallel to the water-oil contact h gr = 0.5 plays the role of a solid wall dissecting the formation into two independent areas of well supply.
Разрабатывают пласт при одинаковых дебитах нефтяной и водяной скважин, равных вначале 36 м3/сут, а затем одинаково меняющихся и равных дебитах, до определенного истощения нефтяной зоны.A formation is being developed with the same production rates of oil and water wells, initially equal to 36 m 3 / day, and then equally changing and equal production rates, to a certain depletion of the oil zone.
В результате получили продление безводного периода добычи нефти в 2,5 раза и нефтеотдачи на 20%. As a result, we obtained an extension of the anhydrous period of oil production by 2.5 times and oil recovery by 20%.
Применение предложенного способа позволит продлить безводный период эксплуатации нефтяных скважин в 5-10 раз и увеличить нефтеотдачу залежи на 20-30%. Application of the proposed method will extend the anhydrous period of operation of oil wells by 5-10 times and increase oil recovery by 20-30%.
Информационные источники, принятые во внимание при составлении заявки
1. Авторское свидетельство СССР N 1687771 Кл E 21 B 43/00, 30.01.91 г.Information sources taken into account when preparing the application
1. USSR author's certificate N 1687771 Cl E 21 B 43/00, 01/30/91
2. Авторское свидетельство СССР N 1627673 Кл E 21 B 43/00, 15.02.91 г. - Прототип. 2. USSR author's certificate N 1627673 C E 21 B 43/00, 02/15/91 - Prototype.
Claims (1)
где hгр - относительное расстояние границы раздела областей питания горизонтальных скважин от непроницаемой границы пласта, расположенной со стороны первой скважины, равное отношению
где Hгр - положение границы раздела областей питания двух горизонтальных скважин, м;
H - толщина пласта, м;
S1 - относительное расстояние оси первой горизонтальной скважины от границы пласта, равно отношению
где L1 - расстояние первой скважины от границы пласта, м;
S2 - относительное расстояние второй скважины от границы пласта, равное отношению
где L2 - расстояние второй скважины от границы пласта, м.A method for developing a floating oil field, including pumping a working agent through injection wells and taking oil from the oil zone and water from the water zone through production wells, characterized in that the oil and water are taken through different horizontal wells, in which the position of the floating oil field determines the position the oil-water contact and the thickness of the water and oil zones of the formation, in the zone of the formation having a smaller thickness, conduct the first horizontal well parallel to the surface of the oil-water contour kta, conduct a second horizontal well in the zone of greater thickness parallel to the first well with a length equal to the length of the first well, with the axis of the well located on the same vertical line as the axis of the first well, with the beginning and end of the horizontal section located on the same verticals as the beginning and end of the horizontal section of the first well, determine the position of the interface between the supply areas of two horizontal wells, while passing the interface between the supply areas of wells in the water zone, the formation is being developed simultaneously nnym selection of fluids from the first and second wells with flow rates determined from the conservation of the position of the interface areas of supply wells, and the position of the interface between regions wells power is determined from equation
where h gr - the relative distance of the interface between the supply areas of horizontal wells from the impermeable boundary of the reservoir located on the side of the first well, equal to the ratio
where H gr - the position of the boundary between the power areas of two horizontal wells, m;
H is the thickness of the reservoir, m;
S 1 - the relative distance of the axis of the first horizontal well from the boundary of the reservoir, equal to the ratio
where L 1 - the distance of the first well from the boundary of the reservoir, m;
S 2 - the relative distance of the second well from the boundary of the reservoir, equal to the ratio
where L 2 - the distance of the second well from the boundary of the reservoir, m
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98113195A RU2144612C1 (en) | 1998-07-16 | 1998-07-16 | Method for development of water-floating oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98113195A RU2144612C1 (en) | 1998-07-16 | 1998-07-16 | Method for development of water-floating oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2144612C1 true RU2144612C1 (en) | 2000-01-20 |
Family
ID=20208239
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98113195A RU2144612C1 (en) | 1998-07-16 | 1998-07-16 | Method for development of water-floating oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2144612C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2510971C2 (en) * | 2007-04-09 | 2014-04-10 | Лафкин Индастриз, Инк. | In situ real-time communication via internet with well dispatcher for permanent well optimisation |
-
1998
- 1998-07-16 RU RU98113195A patent/RU2144612C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2510971C2 (en) * | 2007-04-09 | 2014-04-10 | Лафкин Индастриз, Инк. | In situ real-time communication via internet with well dispatcher for permanent well optimisation |
| US9013322B2 (en) | 2007-04-09 | 2015-04-21 | Lufkin Industries, Llc | Real-time onsite internet communication with well manager for constant well optimization |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7289942B2 (en) | Performance prediction method for hydrocarbon recovery processes | |
| RU2334087C1 (en) | Method of development of oil pools obstructed by erosion trench | |
| RU2144612C1 (en) | Method for development of water-floating oil deposit | |
| RU2153575C1 (en) | Method of developing floating oil pool | |
| RU2136858C1 (en) | Method for development of water-floating oil deposit | |
| RU2184216C1 (en) | Process of development of oil field | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2132939C1 (en) | Method of developing multiple-zone oil deposit | |
| RU2001123503A (en) | The method of developing a massive oil reservoir | |
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2092681C1 (en) | Method for increasing output of oil reservoir | |
| RU2087687C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2145665C1 (en) | Method of formation waters shutoff in oil wells | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| CN110410044A (en) | Gas drive CO2、N2Block oil production calculation method under development scheme | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2086756C1 (en) | Method for development of shallow deposits and separate lenses of multiple-bed oil deposit | |
| RU2148154C1 (en) | Method of narrow oil fringes development | |
| RU2826130C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2299318C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2138625C1 (en) | Method for development of water-oil deposit | |
| Almajid | Experimental and numerical evaluation of foam physics in porous media across multiple scales | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2077663C1 (en) | Method for exploitation of oil deposit of complex structure in late stage |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090717 |