RU2755114C1 - Layered oil reservoir development method - Google Patents
Layered oil reservoir development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2755114C1 RU2755114C1 RU2021110037A RU2021110037A RU2755114C1 RU 2755114 C1 RU2755114 C1 RU 2755114C1 RU 2021110037 A RU2021110037 A RU 2021110037A RU 2021110037 A RU2021110037 A RU 2021110037A RU 2755114 C1 RU2755114 C1 RU 2755114C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- production
- reservoir
- water cut
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 86
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 75
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 75
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 43
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005184 irreversible process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 244000309464 bull Species 0.000 description 4
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 2
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material 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
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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам стимуляции добычи нефти при вытеснении рабочим агентом с контролем параметров залежи.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for stimulating oil production when displacing by a working agent with control of reservoir parameters.
Известен способ разработки залежи углеводородов (патент RU № 2340766, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.2008 Бюл. № 34), включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, анализ параметров работы скважин по приемистости вытесняющего агента и обводнению продукции, выбор нагнетательных скважин с неоднородной приемистостью и добывающих скважин с обводненностью продукции выше установленной нормы, закачку в нагнетательные скважины водного раствора асидол-мылонафта, чередующихся водных растворов асидол-мылонафта и водных растворов хлористого кальция с расходом 0,3-0,6 м3 на 1 м толщины пласта, обеспечивающих возможность, при их взаимодействии в пласте, образования в этом пласте пластичного осадка, препятствующего поглощению скважины и, дополнительно, изолирующего материала от непрореагировавших частей упомянутых водных растворов при прорывах газа или пластовой воды, последующую закачку оторочки водного раствора щелочных стоков производства капролактама - ЩСПК с концентрацией не менее 10%, при этом давление закачки поднимают на 2-5 атм через каждые 2-5 м3 закачиваемых водных растворов компонентов.A known method for the development of hydrocarbon deposits (patent RU No. 2340766, IPC Е21В 43/22, publ. 10.12.2008 Bull. No. 34), including the injection of a displacing agent into injection wells and selection of products from production wells, analysis of the parameters of the wells in terms of injectivity of the displacing agent and water cut of production, selection of injection wells with heterogeneous injectivity and production wells with water cut above the established norm, injection into injection wells of an aqueous solution of asidol-mylonft, alternating aqueous solutions of asidol-mylonft and aqueous solutions of calcium chloride with a flow rate of 0.3-0.6 m 3 per 1 m of the formation thickness, providing the possibility, when they interact in the formation, the formation in this formation of a plastic sediment, which prevents the absorption of the well and, additionally, insulating material from the unreacted parts of the said aqueous solutions during breakthroughs of gas or formation water, the subsequent injection of a rim of water solution of alkaline production effluents caprolactam - ShchSPK with a concentration of at least 10%, while the injection pressure is raised by 2-5 atm every 2-5 m 3 of the injected aqueous solutions of the components.
Недостатками данного способа являются большие затраты на реализацию, связанные с необходимостью применения специального оборудования для доставки закачки реагентов в пласт, непроизводительные затраты времени, связанные с необходимостью технологической выдержки для закрепления реагентов в пласте, а также необходимость регулярных обработок пласта реагентами, так как реагенты со временем разрушаются и/или вода находит обход водоизоляционных экранов, и эффект от водоизоляции реагентами часто связан с вероятностными процессами, происходящими в пласте, которые трудно прогнозируются.The disadvantages of this method are high implementation costs associated with the need to use special equipment for the delivery of injection of reagents into the reservoir, waste of time associated with the need for technological holding to fix reagents in the reservoir, as well as the need for regular treatment of the reservoir with reagents, since reagents over time collapses and / or water finds a bypass of water barriers, and the effect of water barriers with reagents is often associated with probabilistic processes occurring in the reservoir, which are difficult to predict.
Известен также способ разработки слоистой нефтяной залежи углеводородов (патент RU № 2513955, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.04.2014 Бюл. № 11), включающий разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в нефтяном пласте высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком, причем нагнетательные и добывающие скважины бурят на всю толщину нефтяного пласта, в процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции, по каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности, по результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности, и осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками, а затем бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта, при этом количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти как минимум до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта, и осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков.There is also known a method of developing a layered oil reservoir of hydrocarbons (patent RU No. 2513955, IPC Е21В 43/16, publ. 04/20/2014 Bull. No. 11), including drilling out the reservoir along any of the known grids of vertical production and injection wells, oil withdrawal through production wells , injection of a working agent through injection wells, isolation of high-permeability and low-permeability interlayers in an oil reservoir and elimination of the hydrodynamic connection of a production well with a highly permeable interlayer, and injection and production wells are drilled to the entire thickness of the oil reservoir, during the process of oil withdrawal, the production rate of production wells and water cut are controlled, for each production well, upon reaching the minimum profitable oil production rate, geophysical studies are carried out to determine the current oil saturation, based on the results of the assessment of the current oil saturation, the extremely depleted highly permeable interlayers are identified, the current oil saturation of which is maximum o is close to the value of their residual oil saturation, and liquidation of the hydrodynamic connection of the production wells with the extremely depleted interlayers identified during the operation of the wells is carried out, and then sidetracks are drilled in the production wells in low-permeability layers of the oil formation, while the number, length and diameter of sidetracks in each a production well is determined according to a geological and hydrodynamic model adapted to the actual parameters of wells operation, based on the conditions for restoring the well productivity index for oil at least to its initial value and increasing the sweep efficiency by the influence of an oil reservoir, and disperse sidetracks in low-permeability layers of an oil reservoir in depending on the location and the number of extremely depleted layers.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как боковые стволы возможно провести в пропластках толщиной не менее 8 – 10 м, сложность, высокая стоимость и необратимость работ по ликвидации гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком, при этом возможен прорыв воды в обход такой изоляции, что в совокупности снижает эффективность способа и уменьшает охват продуктивного пласта, при этом требуются большие непродуктивные временные и финансовые затраты на строительство и ввод в эксплуатацию боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта.The disadvantages of this method are a narrow area of application, since sidetracks can be carried out in layers with a thickness of at least 8-10 m, the complexity, high cost and irreversibility of work to eliminate the hydrodynamic connection of a production well with a highly permeable interlayer, while water breakthrough is possible bypassing such isolation , which together reduces the efficiency of the method and reduces the coverage of the productive formation, while large unproductive time and financial costs are required for the construction and commissioning of sidetracks in low-permeability layers of the oil reservoir.
Известен также способ разработки неоднородной залежи высоковязкой нефти на поздней стадии (патент RU № 2224099, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.02.2004 Бюл. № 5), включающий выделение из всего фонда пробуренных на залежи нагнетательных скважин со снижением их приемистости не менее чем на 70% от первоначальной приемистости и/или добывающих скважин с обводнением добываемой в них нефти не менее чем на 80%, поочередное выключение этих скважин из работы, контроль реакции работающих добывающих скважин количеством и/или темпом и обводнением и/или газированием извлекаемой нефти на выключение из работы каждой из выделенных скважин, выделение на залежи зон реагирования на выключение из работы выделенных скважин, последующее стимулирование работающих добывающих скважин, в выделенных зонах, поочередными одиночными или групповыми взрывами в выделенных скважинах, примыкающих к контуру выделенных зон, при этом взрывы осуществляют с локализацией их энергии в зону продуктивной залежи и с давлением во фронте ударной волны каждого из взрывов, равным 1,2-2,3 горного давления в зоне продуктивной залежи. There is also known a method for the development of a heterogeneous reservoir of high-viscosity oil at a late stage (patent RU No. 2224099, IPC Е21В 43/16, publ. 20.02.2004 Bull. No. 5), including the allocation of injection wells from the entire fund of injection wells drilled on the deposit with a decrease in their injectivity at least more than 70% of the initial injectivity and / or production wells with at least 80% watering of the oil produced in them, alternate shutdown of these wells, control of the response of operating production wells by the amount and / or rate and watercut and / or gassing of the extracted oil to shutdown each of the selected wells from the operation, allocate zones to the deposits to respond to shutdown of the selected wells, then stimulate the operating production wells, in the selected zones, by alternate single or group explosions in the selected wells adjacent to the contour of the selected zones, while the explosions are carried out with the localization of their energy in the zone of the productive deposit and with pressure in the front shock wave of each of the explosions, equal to 1.2-2.3 rock pressure in the zone of the productive deposit.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности реализации только для добычи высоковязкой нефти, сложность, высокая стоимость и необратимость работ по вскрытию пласта поочередными одиночными или групповыми взрывами в выделенных скважинах, при этом возможен прорыв воды образованным трещинам, что в совокупности снижает эффективность способа и уменьшает охват продуктивного пласта, при этом требуются большие непродуктивные временные и финансовые затраты на проведения взрывных работ, связанные с необходимостью регулярных повторных взрывных воздействий и применения специального оборудования и специально обученного персонала, а также закачки составов, фиксирующих образующиеся трещины.The disadvantages of this method are a narrow field of application due to the possibility of implementation only for the production of high-viscosity oil, the complexity, high cost and irreversibility of work on opening the reservoir by alternate single or group explosions in selected wells, while water breakthrough is possible in the formed cracks, which together reduces the efficiency method and reduces the coverage of the productive formation, while large unproductive time and financial costs are required for blasting operations associated with the need for regular repeated blasting operations and the use of special equipment and specially trained personnel, as well as injection of compositions that fix the emerging cracks.
Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2657589, МПК Е21В 43/16, Е 21В 43/20, опубл. 14.06.2018 Бюл. № 17), включающий строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин, причем предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%, а начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности, после увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют.The closest is the method of developing an oil reservoir (patent RU No. 2657589, IPC Е21В 43/16, Е 21В 43/20, publ. 06/14/2018 Bull. No. 17), including the construction of any of the known networks of production and injection wells, cyclic injection working agent through injection wells and product selection through production wells, and the injection of the working agent into injection wells is carried out with frequency and duration, depending on the water cut of the product from the production wells, and the initial water saturation of the product in the production wells is preliminarily determined, the working agent is injected at a constant flow rate and stop when the water cut in the production wells increases to 50% of the initial water saturation, but not more than 90%, and starts pumping the working agent after reducing the water cut to 10% above the initial water saturation, after increasing the time of stopping the pumping of the working agent up to three months, determine the average flooded production rate in production wells, which is taken as the initial water saturation, and the injection cycles of the working agent are continued according to the same principle, but based on the new value of the initial water saturation, which is periodically changed.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности применения в основном однородных пластах, и низкая эффективность в слоистых неоднородных залежах, так как нет учета взаимного перетока пластового флюида (продукции) залежи между его пропластками, имеющими различную проницаемость и различные гидродинамические свойства.The disadvantages of this method are a narrow field of application due to the possibility of using mainly homogeneous formations, and low efficiency in layered heterogeneous deposits, since there is no accounting for the mutual crossflow of the formation fluid (production) of the deposit between its layers having different permeabilities and different hydrodynamic properties.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки слоистой нефтяной залежи, позволяющего повысить извлечение продукции из низкопроницаемых пропластков залежи за счет только гидродинамического воздействия с использованием перетока продукции залежи из низкопроницаемых пропластков в высокопроницаемые, обеспечивая вовлечение в добычу продукции из низкопроницаемых пропластков (слоев) залежи только за счет гидродинамического воздействия без дополнительных затрат.The technical objective of the proposed invention is to create a method for the development of a layered oil reservoir, which makes it possible to increase the recovery of products from low-permeability layers of the reservoir due to only hydrodynamic action using the flow of products of the reservoir from low-permeability layers to high-permeability, ensuring the involvement of products from low-permeability layers (layers) of the reservoir into production only after due to hydrodynamic action at no additional cost.
Техническая задача решается способом разработки слоистой нефтяной залежи, включающим строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин.The technical problem is solved by the method of developing a layered oil reservoir, including the construction of production and injection wells along any of the known grids, cyclic injection of a working agent through injection wells and product selection through production wells, and the injection of a working agent into injection wells is carried out with a frequency and duration, depending on water cut from production wells.
Новым является то, что добывающие скважины, обводненность которых как минимум на 5% выше средней по залежи, отбирают для циклического отбора, а для циклической закачки отбирают нагнетательные скважины, которые, исходя из гидродинамических исследований оказывают прямое влияние на обводненность добываемой продукции из отобранных добывающих скважин, причем период остановки закачки нагнетательных скважин зависит от режима работы в это время соответствующей им одной из отобранных добывающих скважин, для обеспечения во время остановки закачки отбором продукции снижения давления в ней до лимитированного – на 5 – 10 % выше критического, вызывающего необратимые процессы в породе и пластовой жидкости, после чего отбор прекращают до получения первоначального постоянного давления после роста, которое фиксируют, далее отбор как минимум один раз возобновляют до снижения давления до лимитированного с остановкой и восстановлением до постоянного давления, пока оно не станет как минимум на 30% ниже первоначального, после чего включают закачку в соответствующие нагнетательные скважины возобновляют и отбор из добывающей скважины на первоначальном уровне, до достижения обводненности продукции из добывающей скважины как минимум на 5% выше средней по залежи, после чего циклы остановки нагнетательных скважин и отбора продукции из соответствующей им добывающей скважины повторяют.The novelty is that the production wells, the water cut of which is at least 5% higher than the average for the reservoir, are selected for cyclic sampling, and injection wells are selected for cyclic injection, which, based on hydrodynamic studies, have a direct effect on the water cut of the produced product from the selected production wells. , moreover, the period of stopping the injection of injection wells depends on the operating mode at this time of one of the selected production wells corresponding to them, in order to ensure, during the stop of injection by withdrawing the product, the pressure in it is reduced to a limited one - 5-10% higher than the critical, causing irreversible processes in the rock and formation fluid, after which the withdrawal is stopped until the initial constant pressure after growth is obtained, which is fixed, then the withdrawal is resumed at least once until the pressure drops to the limited one with stopping and restoration to constant pressure until it becomes at least 30% lower than the first initial, after which they include injection into the corresponding injection wells, resume and withdrawal from the production well at the initial level, until the water cut from the production well is at least 5% higher than the average for the reservoir, after which the cycles of shutting down injection wells and withdrawing products from the corresponding production well wells are repeated.
Способ разработки слоистой нефтяной залежи включает строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин. При этом проводят анализ добываемых кернов из скважин для определения критического давления, вызывающего необратимые процессы в породе и пластовой жидкости. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент (воду, минерализованную воду, воду с поверхностно-активными веществами (ПАВ), водный раствор соляной кислоты и/или т.п. – авторы на это не претендуют), а через добывающие скважин осуществляют отбор продукции залежи, вскрытой этими скважинами. Отбор продукции ведут с периодическим контролем обводненности продукции (1 раз в 2 недели, 1 раз в месяц, 1 раз в 2 месяца, 1 раз в полгода – в прямой зависимости от скорости роста обводненности – авторы на это не претендуют) добывающих скважин. При этом рассчитывают среднюю обводненность продукции по всей залежи. Выделяют добывающие скважины, обводненность которых как минимум на 5% выше средней по залежи. Изменением режимов закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, исходя из гидродинамических и/или геофизических исследований (на сами исследования автор не претендует, так как они известны из открытых источников), определяют какие из них оказывают прямое влияние на обводненность продукции соответствующих добывающих скважин (имеют прямую зависимость нагнетания в них рабочего агента на обводненность продукции). Наличие таких скважин свидетельствует о слоистой неоднородности проницаемости залежи, то есть наличие высокопроницаемых слоев (пропластков) между выбранными нагнетательными и добывающими скважинами, по которым рабочий агент, содержащий воду, быстрее доходит до добывающих скважин, так как текучесть воды примерно в 4 – 8 раз выше, чем текучесть нефтепродуктов (продукции залежи). Каждую из выделенных добывающих скважин с имеющими прямое влияние на обводненность продукции нагнетательными скважинами выделяют и переводят на циклический отбор продукции залежи и циклическое нагнетание рабочего агента соответственно. Первоначально останавливают закачку рабочего агента в выделенных нагнетательных скважинах, а отбор продукции в выделенных добывающих скважинах продолжают с контролем давления или соответствующего давлению уровня жидкости в этой скважине. Добычу из добывающих скважин прекращают при снижении в ней давления до лимитированного – на 5 – 10 % выше критического давления, для исключения нарушения коллекторских и физических свойств залежи и вмещающих жидкостей. Контролируют давление и/или уровень жидкости в остановленной скважине, после стабилизации давления и/или уровня жидкости (если между 2-3 ближайшими замерами давление и/или уровень жидкости не меняется – его считают стабильным – после первого восстановления давления, его принимают за первоначальное давление или первоначальный уровень), добывающую скважину опять запускают на отбор продукции до снижения давления до лимитированного, после чего скважину останавливают до стабилизации давления. Циклы остановки и отбора в добывающих скважинах повторяют как минимум один раз до получения стабильного давления, которое как минимум на 30% ниже первоначального (так как дальнейшее циклы остановки и отбора продукции, как показала практика, становятся менее эффективными). Во время этого цикла: в период отбора из добывающих скважин в первую очередь давление падает в высокопроницаемых слоях залежи, так как низкопроницаемые слои залежи гораздо труднее отдают продукцию. После остановки отбора продукции восстановление давления (уровня) в соответствующей добывающей скважине происходит за счет повышенного давления в низкопроницаемых слоях залежи и внутрипластового перетока продукции залежи (в основном нефти, так как в этих слоях она наименее обводнена) из низкопроницаемых слоев (пропластков) залежи в высокопроницаемый. После чего возобновляют закачку рабочего агента в остановленные ранее выбранные нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из соответствующей добывающей скважины на первоначальном уровне, до достижения обводненности продукции как минимум на 5% выше средней по залежи. Затем циклы остановки закачки через нагнетательные скважины и отбора из соответствующей им добывающей скважины с остановками повторяют, обеспечивая вовлечение в добычу продукции из низкопроницаемых пропластков (слоев) залежи только за счет гидродинамического воздействия без дополнительных затрат на методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов залежи (гидроразрыв пласта, кислотная обработка, изоляция зон водопритока реагентами и/или т.п.).The method of developing a layered oil reservoir includes construction along any of the known networks of production and injection wells. At the same time, the analysis of the extracted cores from the wells is carried out to determine the critical pressure that causes irreversible processes in the rock and formation fluid. A working agent (water, saline water, water with surfactants, an aqueous solution of hydrochloric acid and / or the like - the authors do not claim this) is injected through the injection wells, and through the production wells, the production of the deposit is selected, penetrated by these wells. The selection of products is carried out with periodic control of the water cut of the production (once every 2 weeks, once a month, once every 2 months, once every six months - in direct proportion to the rate of increase in water cut - the authors do not pretend to do this) of production wells. At the same time, the average water cut of the production is calculated for the entire deposit. Production wells are distinguished, the water cut of which is at least 5% higher than the average for the reservoir. By changing the modes of injection of a working agent in injection wells, based on hydrodynamic and / or geophysical studies (the author does not claim the studies themselves, since they are known from open sources), determine which of them have a direct effect on the water cut of the corresponding production wells (have a direct the dependence of the injection of a working agent in them on the water cut of the product). The presence of such wells indicates a layered heterogeneity of the reservoir permeability, that is, the presence of highly permeable layers (interlayers) between the selected injection and production wells, through which the working agent containing water reaches the production wells faster, since the fluidity of water is about 4 to 8 times higher than the fluidity of petroleum products (reservoir products). Each of the selected production wells with injection wells that have a direct effect on the water cut of the production is isolated and transferred to cyclic selection of reservoir products and cyclic injection of a working agent, respectively. Initially, the injection of the working agent is stopped in the selected injection wells, and the production in the selected production wells is continued with control of the pressure or the corresponding pressure of the liquid level in this well. Production from producing wells is stopped when the pressure in it drops to a limited one - 5-10% higher than the critical pressure, in order to exclude a violation of the reservoir and physical properties of the reservoir and host fluids. The pressure and / or fluid level in the shut-in well is monitored, after the pressure and / or fluid level has stabilized (if between the next 2-3 measurements the pressure and / or the fluid level does not change - it is considered stable - after the first pressure recovery, it is taken as the initial pressure or the initial level), the production well is again launched for production until the pressure drops to the limited one, after which the well is stopped until the pressure stabilizes. The shutdown and withdrawal cycles in production wells are repeated at least once until a stable pressure is obtained, which is at least 30% lower than the initial one (since further shutdown and withdrawal cycles, as practice has shown, become less effective). During this cycle: during the period of withdrawal from production wells, first of all, the pressure drops in the highly permeable layers of the reservoir, since the low-permeable layers of the reservoir are much more difficult to yield production. After stopping the production of production, the pressure (level) in the corresponding production well is restored due to the increased pressure in the low-permeability layers of the reservoir and the in-situ flow of the reservoir product (mainly oil, since in these layers it is least watered) from the low-permeability layers (interlayers) of the reservoir to the highly permeable ... After that, the pumping of the working agent is resumed into the previously shut-in selected injection wells and the withdrawal of the formation product from the corresponding production well at the initial level, until the water cut is at least 5% higher than the average for the reservoir. Then, the cycles of stopping injection through injection wells and withdrawing from their respective production wells with stoppages are repeated, ensuring that products are involved in production from low-permeability interlayers (layers) of the reservoir only due to hydrodynamic action without additional costs for enhanced oil recovery (EOR) methods of the reservoir layers (hydraulic fracturing , acid treatment, isolation of water inflow zones with reagents and / or the like).
Как показала практика реализации способа в слоисто-неоднородных залежах Республики Татарстан, коэффициент извлечения нефти (КИН) вырос от 2 до 7 %.As shown by the practice of implementing the method in layered heterogeneous deposits of the Republic of Tatarstan, the oil recovery factor (ORF) increased from 2 to 7%.
Предлагаемый способ разработки слоистой нефтяной залежи позволяет повысить извлечение продукции из низкопроницаемых пропластков залежи за счет только использования гидродинамического воздействия с использованием перетока продукции залежи из низкопроницаемых пропластков в высокопроницаемые.The proposed method for the development of a layered oil reservoir allows to increase the recovery of products from low-permeability layers of the reservoir due only to the use of hydrodynamic action using the flow of products of the reservoir from low-permeability layers to high-permeability.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021110037A RU2755114C1 (en) | 2021-04-12 | 2021-04-12 | Layered oil reservoir development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021110037A RU2755114C1 (en) | 2021-04-12 | 2021-04-12 | Layered oil reservoir development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2755114C1 true RU2755114C1 (en) | 2021-09-13 |
Family
ID=77745471
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021110037A RU2755114C1 (en) | 2021-04-12 | 2021-04-12 | Layered oil reservoir development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2755114C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2124120C1 (en) * | 1996-06-06 | 1998-12-27 | Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача" | Method for development of oil deposit |
| RU2236568C1 (en) * | 2003-10-28 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit |
| CA2647088A1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-06-18 | Zhong Chen | Horizontal to horizontal thermal exploitation design |
| RU2513955C1 (en) * | 2012-11-12 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development of stratified oil deposits |
| RU2513469C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2597596C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for uniform extraction stratified reservoir |
| RU2657589C1 (en) * | 2017-04-26 | 2018-06-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing the oil deposit |
-
2021
- 2021-04-12 RU RU2021110037A patent/RU2755114C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2124120C1 (en) * | 1996-06-06 | 1998-12-27 | Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача" | Method for development of oil deposit |
| RU2236568C1 (en) * | 2003-10-28 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit |
| CA2647088A1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-06-18 | Zhong Chen | Horizontal to horizontal thermal exploitation design |
| RU2513955C1 (en) * | 2012-11-12 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development of stratified oil deposits |
| RU2513469C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2597596C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for uniform extraction stratified reservoir |
| RU2657589C1 (en) * | 2017-04-26 | 2018-06-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing the oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10196888B2 (en) | Placement and uses of lateral assisting wellbores and/or kick-off wellbores | |
| Sharma et al. | The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test | |
| Yusupova et al. | Technological feature of water shutoff operations | |
| CA3070591C (en) | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| RU2755114C1 (en) | Layered oil reservoir development method | |
| Togasheva et al. | PILOT FIELD TESTS OF SHOCK-WAVE TREATMENT OF WELLS AT THE FIELDS OF JSC" OZENMUNAIGAS" | |
| RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2657052C1 (en) | Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) | |
| RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir | |
| RU2662724C1 (en) | Method for developing an oil pool with a clayey reservoir | |
| Krueger | Advances in well completion and stimulation during JPT's first quarter century | |
| RU2525244C1 (en) | Method of decreasing oil producing well watering | |
| RU2538549C1 (en) | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation | |
| RU2784709C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of a formation on a carbonate deposit of high-viscosity oil | |
| RU2730064C1 (en) | Method of opening and development of heterogeneous reservoirs | |
| US11933155B2 (en) | Systems and methods for processing produced oilfield brine | |
| RU2781721C1 (en) | Method for treatment of the bottomhole formation zone (options) | |
| RU2494243C1 (en) | Well operation intensification method | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| Adeyeye et al. | Multizone tight gas completions in the Piceance Basin: over a decade of learnings | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| Michaelovich | HYDRAULIC FRACTURING IN OIL INDUSTRY | |
| RU2150578C1 (en) | Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well |