RU2148158C1

RU2148158C1 - Method of developing nonuniform oil pool at late stage

Info

Publication number: RU2148158C1
Application number: RU99122236A
Authority: RU
Inventors: Р.С. Хисамов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть"
Priority date: 1999-10-26
Filing date: 1999-10-26
Publication date: 2000-04-27

Abstract

FIELD: oil-producing industry. SUBSTANCE: in development of oil pool at late stage, products are withdrawn through producing wells. Working agent is injected through injection wells and additional wells are drilled on areas with maximum hydrodynamic communication between wells. Closed flooding system is formed. Fluid production rate of producing wells is to be equal to accumulated injectivity of injection wells acting on producing well. Production rate of producing well is increased due to additional perforation, hydraulic fracture and making side bores. EFFECT: higher oil recovery for pool. 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a heterogeneous oil reservoir.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины (1). A known method of developing an oil reservoir, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells (1).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. The known method does not allow to develop an oil reservoir with the achievement of high oil recovery.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины и ввод дополнительных скважин (2). Closest to the invention in technical essence is a method for developing a heterogeneous oil reservoir at a late stage, which includes taking products through production wells, injecting water through injection wells and introducing additional wells (2).

Известный способ позволяет увеличить добычу нефти, однако значительная часть запасов нефти остается в залежи. The known method allows to increase oil production, however, a significant part of the oil reserves remains in the reservoir.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии, включающем отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и ввод дополнительных скважин, согласно изобретению дополнительные скважины вводят на участках с максимальной гидродинамической связью между скважинами, формируют замкнутую систему заводнения, а дебит жидкости добывающих скважин выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину. The problem is solved in that in the late-stage development of a heterogeneous oil reservoir, which includes taking products through production wells, injecting a working agent through injection wells and introducing additional wells, according to the invention, additional wells are introduced in areas with maximum hydrodynamic coupling between the wells, forming a closed system water flooding, and the flow rate of the producing wells is equal to the total injectivity of the injection wells acting on the producing well.

Существенными признаками изобретения являются:
1. отбор продукции через добывающие скважины;
2. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
3. ввод дополнительных скважин;
4. введение дополнительных скважин на участках с максимальной гидродинамической связью между скважинами;
5. формирование замкнутой системы заводнения;
6. выполнение дебита жидкости добывающих скважин выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину.The essential features of the invention are:
1. selection of products through production wells;
2. injection of a working agent through injection wells;
3. input of additional wells;
4. introduction of additional wells in areas with maximum hydrodynamic coupling between wells;
5. the formation of a closed waterflooding system;
6. the flow rate of the producing wells is equal to the total injectivity of the injection wells acting on the producing well.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-6 are the salient features of the invention.

Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми и неоднородными коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций. Known methods for developing oil deposits make it possible to select the main oil reserves from the reservoir, however, some of the reserves remain in the reservoir, especially in reservoirs with low permeability and heterogeneous reservoirs, which reduces the oil recovery of the reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved by the following set of operations.

На залежи размещают скважины и проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На поздней стадии разработки после выработки основных запасов проводят анализ коллекторских свойств. На неоднородной залежи выделяют участки разработки с максимальной гидродинамической связью между скважинами. Такие участки отличаются высокой проницаемостью коллектора. На выделенных участках вводят в разработку дополнительные, как правило, добывающие скважины. Для этого проводят дополнительное разбуривание участка разработки. Формируют замкнутую систему заводнения, при которой одна добывающая скважина окружена несколькими, чаще всего четырьмя нагнетательными скважинами. Дебит жидкости добывающей скважины выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину. Дебит добывающей скважины увеличивают за счет дополнительной перфорации, гидроразрыва, выполнения боковых стволов и т. п. Wells are placed in the deposits and oil is taken through production wells and the working agent is injected through injection wells. At a late stage of development, after developing the main reserves, an analysis of reservoir properties is carried out. On heterogeneous deposits, development areas with maximum hydrodynamic coupling between wells are distinguished. Such areas are characterized by high permeability of the reservoir. In the selected areas, additional, as a rule, production wells are introduced into development. To do this, carry out additional drilling of the development site. A closed waterflooding system is formed, in which one production well is surrounded by several, most often four injection wells. The production rate of the producing well liquid is equal to the total injectivity of the injection wells acting on the producing well. The production well’s production rate is increased due to additional perforation, hydraulic fracturing, execution of sidetracks, etc.

В качестве рабочего агента используют пресную воду, минерализованную воду. As a working agent, use fresh water, mineralized water.

Совокупное использование изложенных действий позволяет повысить нефтеотдачу залежи. The combined use of the above actions improves the oil recovery of the reservoir.

Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 11,9%, средняя проницаемость - 0,029 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 11 МПа; пластовая температура - 25^oC, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа.с, давление насыщения - 1,8 МПа, гаэосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.An oil reservoir of the Romashkinskoye field is being developed with the following characteristics: porosity - 11.9%, average permeability - 0.029 μm ² , oil saturation - 61.1%, absolute mark of water-oil contact - 870 m, average oil-saturated thickness - 4 m, initial reservoir pressure - 11 MPa; reservoir temperature - 25 ^o C, reservoir oil parameters: density - 930 kg / m ³ , viscosity - 46 MPa.s, saturation pressure - 1.8 MPa, hae content - 15.2 m ³ / t, sulfur content - 3.64 %

На залежи размещают скважины и ведут отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Разрабатывают залежь в течение 20 лет до достижения поздней стадии. На залежи выделяют участок разработки с максимальной гидродинамической связью между скважинами, т. е. с максимальной проницаемостью, составляющей 0,1 мкм². На участке разработки бурят дополнительную добывающую скважину в центре между четырьмя нагнетательными скважинами, формируя замкнутую систему заводнения. Приемистости нагнетательных скважин составляют 50, 70, 80 и 100 м³/сут. В добывающей скважине проводят гидроразрыв и доводят дебит жидкости добывающей скважины до 300 м³/сут, т.е. выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину.Wells are placed in the deposits and products are selected through production wells and the working agent is injected through injection wells. Develop a deposit for 20 years before reaching the late stage. A development site with maximum hydrodynamic coupling between the wells, i.e., with a maximum permeability of 0.1 μm ² , is allocated to the deposits. At the development site, an additional production well is drilled in the center between the four injection wells, forming a closed waterflooding system. The injectivity of injection wells is 50, 70, 80 and 100 m ³ / day. Hydraulic fracturing is carried out in the production well and the production rate of the production well liquid is brought up to 300 m ³ / day, i.e. perform equal to the total injectivity of injection wells acting on the producing well.

В результате нефтеотдача участка разработки повысилась на 6% и составила 57%. As a result, the oil recovery of the development area increased by 6% and amounted to 57%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с неоднородными коллекторами. Application of the proposed method will improve oil recovery of oil deposits with heterogeneous reservoirs.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Муравьев И.М. др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 102 и 103.Sources of information taken into account when preparing the application:
1. Muravyov I.M. other. Development and operation of oil and gas fields. - M .: Nedra, 1970, p. 102 and 103.

2. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. - Казань. Мониторинг. 1996, с. 172 - 183. 2. Khisamov R.S. Features of the geological structure and development of multilayer oil fields. - Kazan. Monitoring 1996, p. 172 - 183.

Claims

A method for developing a heterogeneous oil reservoir at a late stage, including selecting products through production wells, injecting a working agent through injection wells and introducing additional wells, characterized in that the additional wells are introduced in areas with maximum hydrodynamic coupling between the wells, form a closed waterflooding system, and the flow rate the fluids of the producing wells are equal to the total injectivity of the injection wells acting on the producing well, while the production rate of Vazhiny increase due to the additional perforation, fracturing, sidetracking performance.